Письмо ФЭК РФ от 14 мая 2004 г. N ЮС-1323/14 "О разъяснениях методических указаний по расчету тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке"

Официальное разъяснение

В связи с участившимися обращениями органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов (РЭК), в целях исключения возможности завышения затрат в стоимости перевозок ОАО "РЖД", на основании независимой экспертизы ООО "Русэнергосбыт" ФЭК России дает следующие разъяснения о расчете размера платы за услуги по передаче электроэнергии по электрическим сетям предприятий железных дорог:

1. При распределении расходов по видам деятельности, осуществляемых ОАО "РЖД", рекомендуется руководствоваться Номенклатурой расходов основных видов хозяйственной деятельности железнодорожного транспорта, утвержденной приказом Министерства путей сообщения Российской Федерации от 29.09.2003 N 68 и Временным перечнем статей затрат по прочим видам деятельности, утвержденным распоряжением ОАО "РЖД" от 15.12.2003 N 198р.

1.1. Прямыми расходами, относимыми только на электроснабжение железных дорог (тяги поездов и других объектов железной дороги) и не подлежащими к включению в состав расходов на услуги по передаче энергии, являются расходы, связанные с:

- техническим обслуживанием, текущим и капитальным ремонтом, а также амортизацией контактной сети и линий электропередачи, расположенных на опорах контактной сети;

- техническим обслуживанием, текущим и капитальным ремонтом, а также амортизацией высоковольтных линий автоблокировки и диспетчерской централизации, расположенных как на отдельно стоящих опорах, так и на опорах контактной сети;

- техническим обслуживанием, текущим и капитальным ремонтом, амортизацией, а также с испытанием пунктов параллельного соединения и постов секционирования;

- техническим обслуживанием, текущим ремонтом и амортизацией устройств наружного освещения.

1.2. Прямыми расходами, относимыми как на расходы, связанные с энергоснабжением тяги поездов и других объектов железнодорожного транспорта, так и на предоставление услуг по передаче энергии потребителям и другим энергоснабжающим организациям, являются расходы, связанные с:

- техническим обслуживанием, текущим и капитальным ремонтом, а также амортизацией линий электропередачи (за исключением расположенных на опорах контактной сети, а также высоковольтных линий автоблокировки и диспетчерской централизации, расположенных на отдельно стоящих опорах);

- техническим обслуживанием, текущим и капитальным ремонтом, испытаниями, а так же амортизацией оборудования тяговых и трансформаторных подстанций;

- техническим обслуживанием, текущим и капитальным ремонтом, испытаниями, а так же амортизацией оборудования трансформаторных подстанций;

Указанные расходы подлежат отнесению на услуги по передаче электроэнергии соответственно доле, определяемой следующим образом:

             Доля = ТЕ             /ТЕ                 ,

                      (на передачу)   (всего по статье)

где:

ТЕ                 - технические  единицы  (см.  "Нормативы  определения

  (на передачу)      объемов  работ  в  технических  единицах  дистанции

                     электроснабжения        железнодорожных      линий,

                     утвержденные   Указанием   МПС   РФ   от   25.06.99

                     N К-1115у), соответствующие объектам, относимым как

                     на   услуги   по   передаче   энергии,   так  и  на

                     энергоснабжение   тяги   поездов   и   стационарных

                     объектов железнодорожного транспорта;

ТЕ                 - технические    единицы,     соответствующие   всему

  (всего по статье)  оборудованию,   расходы   по  которому  включены  в

                     данную статью затрат.

2. При определении косвенных (в том числе общехозяйственных) расходов рекомендуется руководствоваться Номенклатурой расходов основных видов хозяйственной деятельности железнодорожного транспорта, утвержденной приказом Министерства путей сообщения Российской Федерации от 29.09.2003 N 68.

2.1. Косвенными расходами в хозяйстве электроснабжения ОАО "РЖД" являются расходы, которые невозможно отнести к определенному виду деятельности.

2.2. Распределение указанных расходов между видами деятельности, осуществляемыми подразделениями ОАО "РЖД", производится в соответствии с одним из нижеследующих методов:

- в соответствии с учетной политикой, принятой в организации;

- распределение косвенных пропорционально ранее распределенным прямым расходам по регулируемым видам деятельности.

2.3. Расходы структурных подразделений "Энергосбыт" (в случае обслуживания данным подразделением ОАО "РЖД" более одного региона) рекомендуется относить на услуги по передаче энергии конечным потребителям (субабонентам) и другим энергоснабжающим организациям в конкретном субъекте Российской Федерации пропорционально объемам перерабатываемой энергии (с учетом передачи) ОАО "РЖД" в данном субъекте Российской Федерации.

3. При расчете тарифов на оказание услуг по передаче электроэнергии учитывается величина прибыли, необходимая для обеспечения подразделений ОАО "РЖД", осуществляющих деятельность по оказанию услуг по передаче электроэнергии, средствами на обслуживание привлеченного и заемного капитала, собственными средствами на развитие, уплату налогов и финансирования прочих обоснованных затрат за счет прибыли.

3.1. На основании программы производственного развития и (или) лимита капитальных вложений по модернизации и развитию хозяйства электроснабжения определяется сумма капитальных вложений, включаемая в тариф на передачу электрической энергии подразделений ОАО "РЖД". В данных документах указывается объем финансирования, необходимый для реконструкции, технического перевооружения и строительства на регулируемый период по каждому объекту основных средств.

При учете капитальных вложений, не компенсируемых амортизацией, из расчета платы за услуги по передаче электроэнергии необходимо исключить капитальные вложения по оборудованию, являющемуся специфическим, относимым только на энергоснабжение тяги поездов и других железнодорожных потребителей (в соответствии с п.1.1.).

Таким образом, включению в состав расходов из прибыли подлежат лишь суммы капитальных затрат по объектам, служащим как для энергоснабжения тяги поездов и других объектов железнодорожного транспорта, так и на предоставление услуг по передаче энергии сторонним потребителям и другим энергоснабжающим организациям (в соответствии с п.1.2.).

3.2. Состав внереализационных и операционных расходов, включаемых в прибыль подразделений ОАО "РневоЖД", определяется Номенклатурой расходов основных видов хозяйственной деятельности железнодорожного транспорта, утвержденной приказом Министерства путей сообщения РФ от 29.09.2003 N 68.

Рекомендуется полностью относить на услуги по передаче электроэнергии:

- расходы на формирование резервов по сомнительным долгам;

- дебиторскую задолженность, нереальную к взысканию в случае отсутствия резервов по сомнительным долгам.

3.3. Распределение прочих статей прибыли, которые невозможно отнести к одному виду деятельности между различными видами деятельности, производится аналогично распределению косвенных расходов (пункт 2.2.)

3.4. Необходимую прибыль структурных подразделений "Энергосбыт" (так же как и косвенные расходы) рекомендуется распределять согласно п.2.3.

4. В целях регулирования платы за услуги по передаче электроэнергии подразделениями ОАО "РЖД", расположенными в нескольких субъектах Российской Федерации, общую валовую выручку по субъектам Российской Федерации рекомендуется распределять по регионам пропорционально техническим единицам по оборудованию, находящемуся в соответствующем субъекте Российской Федерации. Для дистанций электроснабжения (ЭЧ), осуществляющих регулируемую деятельность в регионах 1 ... N, доля НВВ, приходящаяся на регион 1, будет определяться следующим образом:

             Доля = ТЕ     /Сумма ТЕ         ,

                      рег 1         рег 1...n

где:

ТЕ               - сумма технических единиц, относящаяся к оборудованию,

  рег1             территориально находящемуся в регионе 1;

Сумма ТЕ         - сумма   технических  единиц,  относящаяся  ко   всему

        рег 1...n  оборудованию   дистанции   железной   дороги  (ЭЧ)  и

                   находящемуся в регионах 1 ... N.

4.1. Необходимую валовую выручку структурного подразделения "Энергосбыт" рекомендуется распределять по субъектам Российской Федерации пропорционально объемам по данному субъекту РФ:

             Доля = Э     /Сумма Э         ,

                     пол 1        пол 1...n

где:

Э               - объем перерабатываемой энергии (с учетом  передачи)  в

 пол 1            регионе 1;

Сумма Э         - суммарный объем  перерабатываемой  энергии  (с  учетом

       пол 1...n  передачи) по всем субъектам РФ (от 1 до N), в  которых

                  данным   структурным   подразделением   осуществляется

                  энергоснабжение потребителей.

4.2. В случае если в одном субъекте РФ регулируемую деятельность осуществляют два и более подразделения ОАО "РЖД", тарифы на услуги по передаче энергии по сетям ОАО "РЖД" могут устанавливаться едиными (с дифференциацией по уровням напряжения) для всех подразделений ОАО "РЖД" в данном регионе.

4.3. Для исключения возможности дублирования затрат в стоимости электроснабжения потребителей смежных регионов подразделения ОАО "РЖД" предоставляют регулирующим органам в составе обосновывающих материалов к расчету размера платы за услуги по передаче электроэнергии как смету затрат, представленную к регулированию в данном регионе, так и сводную смету затрат по данному подразделению ОАО "РЖД" с расшифровкой по регионам.

Аналогично представляется расчет прибыли, а также технических единиц, т.е. как полный по подразделению ОАО "РЖД", так и с разбивкой по регионам деятельности.

4.4. Используя принципы, изложенные в настоящем письме, расчет размера платы за услуги по передаче электроэнергии по электрическим сетям подразделений ОАО "РЖД" рекомендуется производить в соответствии с Типовым расчетом платы за услуги по передаче электроэнергии по сетям ОАО "РЖД", прилагаемым к настоящему письму.

Приложение: Типовой расчет платы за услуги по передаче электроэнергии по сетям ОАО "РЖД" на 40 листах.

Ю.В.Сахарнов

Типовой расчет
размера платы за услуги по передаче
электроэнергии по сетям ОАО "РЖД"
(в одном регионе)

Таблица N П 1.1 Вспомогательная

Баланс электрической энергии

	баз. п-д	п-д рег-я	баз. п-д	п-д рег-я	баз. п-д	п-д рег-я	баз. п-д	п-д рег-я	баз. п-д	п-д рег-я	баз. п-д	п-д рег-я
	тяга		ж.д.		транзит		субаб.		население		итого
ВН-ВН	150345	158464	4501	4744	139171	146686	0	0	0	0	294017	309894
ВН-СН1	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
ВН-СН2	0	0	1783	1879	0	0	3436	3622	0	0	5219	5501
ВН-СН2-НН	0	0	23675	24953	0	0	7150	7537	9035	9523	39861	42013
СН1-СН1	60830	64115	659	695	89515	94349	0	0	0	0	151004	159158
СН1-СН2	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
СН1-НН	0	0	5486	5782	0	0	223	235	720	758	6429	6776
СН2-СН2	371	391	2632	2774	0	0	33	35	0	0	3036	3200
СН2-НН	0	0	27956	29466	0	0	4977	5245	1844	1943	34776	36654
НН-НН	0	0	2486	2620	0	0	122	128	575	606	3182	3354
Всего	211546	222970	69179	72914	228686	241035	15941	16802	12173	12830	537524	566550

Таблица N П 1.3

Расчет технологического расхода электрической энергии (потерь) в электрических сетях ОАО "РЖД"
(в границах региона)

п/п	Показатели	Ед.изм.	Базовый период					Период регулирования
			ВН	CHI	СНII	НН	Всего	ВН	CHI	СНII	НН	Всего
1	2	3	4		5	6	7	4		5	6	7
1.	Технические потери	тыс. кВтч						5 753	13 148	9 442	10 845	39 188
1.1.	Потери холостого хода в трансформаторах	тыс. кВтч						5 753,46	438,94	2331,41		8 523,81
	Норматив потерь*	кВт/MBA						1,17	2,69	2,69		1,43
	Суммарная мощность трансформаторов	МВА						541,85	17,98	95,50		655,33
	Продолжительность периода	час						8 760,00	8 760,00	8 760,00		8 760,00
1.2.	Потери в БСК и СТК	тыс. кВтч
	Норматив потерь*	тыс. КВтч в год/шт.
	Количество БСК и СТК	шт.
1.3.	Потери в шунтирующих реакторах (ахб)	тыс. кВтч
	Норматив потерь*	тыс. кВтч в год/шт.
	Количество реакторов	шт.
1.4.	Потери в СК и генераторах, работающих в режиме СК	тыс. кВтч
1.4.1.	Потери в СК номинальной мощностью__ Мвар (ахб)
	Норматив потерь*	тыс. кВтч в год/шт.
	Количество СК	шт.
1.5.	Потери на корону, всего
1.5.1.	Потери на корону в линиях напряжением__ кВ (ахб)	тыс. кВтч
	Норматив потерь*	тыс. кВтч в год/км
	Протяженность линий	км
1.6.	Нагрузочные потери, всего							0	12 708,90645	7 111	10 845	30 664,36526
1.6.1.	Нагрузочные потери в сетях ВН, СНI, СНII (ахб)							0	12 709	7 111		19 819,66526
	Норматив потерь*	%						5,5484	7,659	7,659
	Отпуск в сеть							357 408	165 934	92 842	79 018	695 202
	Нагрузочные потери в эсети НН	тыс. кВтч в год/км									6
	Протяженность линий 0,4 кВ	км									1 807
2.	Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций	тыс. кВтч
3.	Потери, обусловленные погрешностями приборов учета электроэнергии	тыс. кВтч
4.	Итого		-	-	-	-	-	5 753	13 148	9 442	10 845	39 188

Примечание:

* В соответствии с Постановлением ФЭК РФ от 17.03.00 г. N 14/10

Таблица N П 1.4

Баланс электрической энергии в сетях ОАО "РЖД" (в границах региона)

N п/п	Показатели	Базовый период	Период регулирования
1	2	3	4
1	Отпуск электроэнергии в сеть ВН (110 кВ), всего	339 097.06	357 408.30
	в т.ч. от электростанций	0.00	0.00
	от других поставщиков	339 097.06	357 408.30
	от других организаций (сальдо-переток)	0.00	0.00
1.1.	Потери электроэнергии в сети ВН (110 кВ)	5 753.46	5 753.46
	то же в %	1.70	1.61
1.2.	Отпуск из сети ВН (110 кВ)	333 343.61	351 654.85
1.2.1.	Потребителям сети ВН	152 219.44	160 581.17
	в т.ч. собственным потребителям (тяга, ж.д.)	152 219.44	160 581.17
	потребителям, рассчитывающимся по прямым договорам (субабоненты)	0.00	0.00
1.2.2.	Сальдо-переток в другие организации (транзит)	136 809.30	144 324.52
1.2.3.	В сеть СН	44 314.86	46 749.16
	в т.ч. СН-1	0.00	0.00
	в т.ч. СН-2	44 314.86	46 749.16
2.	Отпуск эл.энергии в сеть СН-1, всего	157 432.90	165 934.28
	в т.ч. из сети ВН	0.00	0.00
	в т.ч. от электростанций	0.00	0.00
	от других поставщиков	157 432.90	165 934.28
	от других организаций (сальдо-переток)	0.00	0.00
2.1.	Потери электроэнергии в сети СН-1	12 496.73	13 147.85
	то же в %	7.94	7.92
2.2.	Отпуск из сети СН-1	144 936.18	152 786.43
2.2.1.	Потребителям сети СН-1	56 608.39	59 674.51
	в т.ч. собственным потребителям (тяга, ж.д.)	56 608.39	59 674.51
	потребителям, рассчитывающимся по прямым договорам (субабоненты)	0.00	0.00
2.2.2	Сальдо-переток в другие организации (транзит)	82 409.37	86 872.95
2.2.3	В сеть СН-2	5 918.41	6 238.98
3.	Отпуск эл.энергии в сеть СН-2, всего	88 045.16	92 841.87
	в т.ч. из сети ВН	44 314.86	46 749.16
	в т.ч. из сети СН-1	5 918.41	6 238.98
	в т.ч. от электростанций	0.00	0.00
	от других поставщиков	37 811.89	39 853.73
	от других организаций (сальдо-переток)	0.00	0.00
3.1.	Потери электроэнергии в сети СН-2	9 074.79	9 442.17
	то же в %	10.31	10.17
3.2.	Отпуск из сети СН-2	78 970.37	83 399.70
3.2.1.	Потребителям сети СН-2	7 324.55	7 736.14
	в т.ч. собственным потребителям (тяга, ж.д.)	4 265.39	4 504.05
	потребителям, рассчитывающимся по прямым договорам (субабоненты)	3 059.16	3 232.10
3.2.2.	Сальдо-переток в другие организации (транзит)	0.00	0.00
3.2.3.	В сеть НН	71 645.82	75 663.55
4.	Отпуск эл.энергии в сеть НН, всего	74 828.07	79 017.64
	в т.ч. из сети СН-1 и СН-2, из них:	71 645.82	75 663.55
	СН-1	0.00	0.00
	СН-2	71 645.82	75 663.55
	в т.ч. от электростанций	0.00	0.00
	от других поставщиков	3 182.25	3 354.09
	от других организаций (сальдо-переток)	0.00	0.00
4.1.	Потери электроэнергии в сети НН	6 293.70	10 844.70
	то же в %	8.41	13.72
4.2.	Отпуск из сети НН	68 534.37	68 172.94
4.2.1.	Потребителям сети НН	68 534.37	68 172.94
	в т.ч. собственным потребителям ЭСО	48 510.22	48 250.96
	потребителям, рассчитывающимся по прямым договорам	20 024.14	19 921.98
4.2.2.	Сальдо-переток в другие организации (транзит)	0.00	0.00

Таблица N П 1.4. Вспомогательная

Баланс электрической энергии в сетях ОАО "РЖД" в границах региона

N п/п	Показатели	баз. п-д	п-д рег-я	баз. п-д	п-д рег-я	баз. п-д	п-д рег-я	баз. п-д	п-д рег-я	баз. п-д	п-д рег-я	баз. п-д	п-д рег-я
		Тяга, тыс. кВтч		Ж.д. потребители, тыс. кВтч		Транзит, тыс. кВтч		Субабоненты		Население, тыс. кВтч		Всего, тыс. кВтч
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
1	Отпуск электроэнергии в сеть ВН (110 кВ), всего	150 345	158 464	29 959	31 577	139 171	146 686	10 587	11 158	9 035	9 523	339 097	357 408
	в т.ч. от электростанций
	от других поставщиков	150 345	158 464	29 959	31 577	139 171	146 686	10 587	11 158	9 035	9 523	339 097	357 408
	от других организаций (сальдо-переток)
1.1.	Потери электроэнергии в сети ВН (110 кВ)	2 551	2 551	508	508	2 361	2 361	180	180	153	153	5753	5753
	то же в %	1.70	1.61	1.70	1.61	1.70	1.61	1.70	1.61	1.70	1.61	1.697	1.610
1.2.	Отпуск из сети ВН (110 кВ)	147 794	155 913	29 451	31 069	136 809	144 325	10 407	10 979	8 882	9 370	333344	351655
1.2.1	Потребителям сети ВН	147 794	155 913	4 425	4 668							152219	160581
	в т.ч. собственным потребителям (тяга, ж.д.)	147 794	155 913	4 425	4 668							152219	160581
	Потребителям, рассчитывающимся по прямым договорам (субабоненты)
1.2.2	Сальдо-переток в другие организации (транзит)					136 809	144 325					136809	144325
1.2.3	В сеть СН			25 026	26 401			10 407	10 979	8 882	9 370	44315	46749
	в т.ч. СН-1
	в т.ч. СН-2			25 026	26 401			10 407	10 979	8 882	9 370	44315	46749
2.	Отпуск эл. энергии в сеть СН-1, всего	60 830	64 115	6 146	6 477	89 515	94 349	223	235	720	758	157433	165934
	в т.ч. из сети ВН
	в т.ч. от электростанций
	от других поставщиков	60 830	64 115	6 146	6 477	89 515	94 349	223	235	720	758	157433	165934
	от других организаций (сальдо-переток)
2.1.	Потери электроэнергии в сети СН-1	4 829	5 080	488	513	7 106	7 476	18	19	57	60	12497	13148
	то же в %	7.94	7.92	7.94	7.92	7.94	7.92	7.94	7.92	7.94	7.92	7.94	7.92
2.2.	Отпуск из сети СН-1	56 001	59 035	5 658	5 964	82 409	86 873	205	216	662	698	144936	152786
2.2.1	Потребителям сети СН-1	56 001	59 035	607	640							56608	59675
	в т.ч. собственным потребителям (тяга, ж.д.)	56 001	59 035	607	640							56608	59675
	Потребителям, рассчитывающимся по прямым договорам (субабоненты)
2.2.2	Сальдо-переток в другие организации (транзит)					82 409	86 873					82409	86873
2.2.3	В сеть СН-2			5 051	5 324			205	216	662	698	5918	6239
3.	Отпуск эл.энергии в сеть СН-2, всего	371	391	60 665	63 965			15 622	16 475	11 388	12 011	88045	92842
	в т.ч. из сети ВН			25 026	26 401			10 407	10 979	8 882	9 370	44315	46749
	в т.ч. из сети СН-1			5 051	5 324			205	216	662	698	5918	6239
	в т.ч. от электростанций
	от других поставщиков	371	391	30 588	32 240			5 010	5 280	1 844	1 943	37812	39854
	от других организаций (сальдо-переток)
3.1.	Потери электроэнергии в сети СН-2	38	40	6 253	6 505			1 610	1 676	1 174	1 222	9075	9442
	то же в %	10.31	10.17	10.31	10.17	10.31	10.17	10.31	10.17	10.31	10.17	10.31	10.17
3.2.	Отпуск из сети СН-2	333	351	54 412	57 459			14 012	14 800	10 214	10 790	78970	83400
3.2.1.	Потребителям сети СН-2	333	351	3 933	4 153			3 059	3 232			7325	7736
	в т.ч. собственным потребителям (тяга, ж.д.)	333	351	3 933	4 153							4265	4504
	Потребителям, рассчитывающимся по прямым договорам (субабоненты)							3 059	3 232			3059	3232
3.2.2.	Сальдо-переток в другие организации (транзит)
3.2.3.	В сеть НН			50 479	53 306			10 952	11 567	10 214	10 790	71646	75664
4.	Отпуск эл.энергии в сеть НН, всего			52 965	55 927			11 074	11 696	10 789	11 395	74828	79018
	в т.ч. из сети СН-1 и СН-2, из них:			50 479	53 306			10 952	11 567	10 214	10 790	71646	75664
	СН-1
	СН-2			50 479	53 306			10 952	11 567	10 214	10 790	71646	75664
	в т.ч. от электростанций
	от других поставщиков			2 486	2 620			122	128	575	606	3182	3354
	от других организаций (сальдо-переток)
4.1.	Потери электроэнергии в сети НН			4 455	7 676			931	1 605	907	1 564	6294	10845
	то же в %	8.41	13.72	8.41	13.72	8.41	13.72	8.41	13.72	8.41	13.72	8.41	13.72
4.2.	Отпуск из сети НН			48 510	48 251			10 143	10 091	9 881	9 831	68534	68173
4.2.1.	Потребителям сети НН			48 510	48 251			10 143	10 091	9 881	9 831	68534	68173
	в т.ч. собственным потребителям ЭСО			48 510	48 251							48510	48251
	Потребителям, рассчитывающимся по прямым договорам							10 143	10 091	9 881	9 831	20024	19922
4.2.2.	Сальдо-переток в другие организации (транзит)

Таблица N П 1.4 (мощность)

Баланс электрической мощности в сетях ОАО "РЖД" (в границах региона)

п/п	Показатели	Базовый период	Период регулирования
1	2	3	4
1	Отпуск электроэнергии в сеть ВН (110 кВ), всего	47.65	50.22
	в т.ч. от электростанций	0.00	0.00
	от других поставщиков	47.65	50.22
	от других организаций (сальдо-переток)	0.00	0.00
1.1.	Потери электроэнергии в сети ВН (110 кВ)	0.81	0.81
	то же в %	1.70	1.61
1.2.	Отпуск из сети ВН (110 кВ)	46.84	49.41
1.2.1.	Потребителям сети ВН	20.21	21.32
	в т.ч. собственным потребителям (тяга, ж.д.)	20.21	21.32
	потребителям, рассчитывающимся по прямым договорам (субабоненты)	0.00	0.00
1.2.2.	Сальдо-переток в другие организации (транзит)	19.54	20.62
1.2.3.	В сеть СН	7.09	7.48
	вт.ч. СН-1	0.00	0.00
	в т.ч. СН-2	7.09	7.48
2.	Отпуск эл.энергии в сеть СН-1, всего	21.90	23.09
	в т.ч. из сети ВН	0.00	0.00
	в т.ч. от электростанций	0.00	0.00
	от других поставщиков	21.90	23.09
	от других организаций (сальдо-переток)	0.00	0.00
2.1.	Потери электроэнергии в сети СН-1	1.74	1.83
	то же в %	7.94	7.92
2.2.	Отпуск из сети СН-1	20.17	21.26
2.2.1.	Потребителям сети СН-1	7.50	7.91
	в т.ч. собственным потребителям (тяга, ж.д.)	7.50	7.91
	потребителям, рассчитывающимся по прямым договорам (субабоненты)	0.00	0.00
2.2.2	Сальдо-переток в другие организации (транзит)	11.77	12.41
2.2.3	В сеть СН-2	0.89	0.94
3.	Отпуск эл.энергии в сеть СН-2, всего	13.60	14.34
	в т.ч. из сети ВН	7.09	7.48
	в т.ч. из сети СН-1	0.89	0.94
	в т.ч. от электростанций	0.00	0.00
	от других поставщиков	5.62	5.93
	от других организаций (сальдо-переток)	0.00	0.00
3.1.	Потери электроэнергии в сети СН-2	1.40	1.46
	то же в %	10.31	10.17
3.2.	Отпуск из сети СН-2	12.20	12.88
3.2.1.	Потребителям сети СН-2	1.12	1.18
	в т.ч. собственным потребителям (тяга, ж.д.)	0.61	0.64
	потребителям, рассчитывающимся по прямым договорам (субабоненты)	0.51	0.54
3.2.2.	Сальдо-переток в другие организации (транзит)	0.00	0.00
3.2.3.	В сеть НН	11.08	11.70
4.	Отпуск эл.энергии в сеть НН, всего	11.57	12.22
	в т.ч. из сети СН-1 и СН-2, из них:	11.08	11.70
	СН-1	0.00	0.00
	СН-2	11.08	11.70
	в т.ч. от электростанций	0.00	0.00
	от других поставщиков	0.49	0.52
	от других организаций (сальдо-переток)	0.00	0.00
4.1.	Потери электроэнергии в сети НН	0.97	1.68
	то же в %	8.41	13.72
4.2.	Отпуск из сети НН	10.60	10.54
4.2.1.	Потребителям сети НН	10.60	10.54
	в т.ч. собственным потребителям ЭСО	6.93	6.89
	потребителям, рассчитывающимся по прямым договорам	3.67	3.65
4.2.2.	Сальдо-переток в другие организации (транзит)	0.00	0.00

Таблица П 1.4 (мощность) Вспомогательная

Баланс электрической энергии в сетях ОАО "РЖД" (в границах ОАО-энерго)

N п/п	Показатели	баз. п-д	п-д рег-я	баз. п-д	п-д рег-я	баз. п-д	п-д рег-я	баз. п-д	п-д рег-я	баз. п-д	п-д рег-я	баз. п-д	п-д рег-я
		Тяга, МВт		Ж.д. потребители, МВт		Транзит, МВт		Субабоненты, МВт		Население, МВт		Всего, МВт
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
1	Отпуск электроэнергии в сеть ВН (110 кВ), всего	19.91	20.99	4.28	4.51	19.88	20.96	1.76	1.86	1.81	1.90	47.65	50.22
	в т.ч. от электростанций
	от других поставщиков	19.91	20.99	4.28	4.51	19.88	20.96	1.76	1.86	1.81	1.90	47.65	50.22
	от других организаций (сальдо-переток)
1.1.	Потери электроэнергии в сети ВН (110 кВ)	0.34	0.34	0.07	0.07	0.34	0.34	0.03	0.03	0.03	0.03	0.81	0.81
	то же в %	1.70	1.61	1.70	1.61	1.70	1.61	1.70	1.61	1.70	1.61	1.70	1.61
1.2.	Отпуск из сети ВН (110 кВ)	19.58	20.65	4.21	4.44	19.54	20.62	1.73	1.83	1.78	1.87	46.84	49.41
1.2.1	Потребителям сети ВН	19.58	20.65	0.63	0.67							20.21	21.32
	в т.ч. собственным потребителям (тяга, ж.д.)	19.58	20.65	0.63	0.67							20.21	21.32
	Потребителям, рассчитывающимся по прямым договорам (субабоненты)
1.2.2	Сальдо-переток в другие организации (транзит)					19.54	20.62					19.54	20.62
1.2.3.	В сеть СН			3.58	3.77			1.73	1.83	1.78	1.87	7.09	7.48
	в т.ч. СН-1
	в т.ч. СН-2			3.58	3.77			1.73	1.83	1.78	1.87	7.09	7.48
2.	Отпуск эл. энергии в сеть СН-1, всего	8.06	8.49	0.88	0.93	12.79	13.48	0.04	0.04	0.14	0.15	21.90	23.09
	в т.ч. из сети ВН
	в т.ч. от электростанций
	от других поставщиков	8.06	8.49	0.88	0.93	12.79	13.48	0.04	0.04	0.14	0.15	21.90	23.09
	от других организаций (сальдо-переток)
2.1.	Потери электроэнергии в сети СН-1	0.64	0.67	0.07	0.07	1.02	1.07	0.00	0.00	0.01	0.01	1.74	1.83
	то же в %	7.94	7.92	7.94	7.92	7.94	7.92	7.94	7.92	7.94	7.92	7.94	7.92
2.2.	Отпуск из сети СН-1	7.42	7.82	0.81	0.85	11.77	12.41	0.03	0.04	0.13	0.14	20.17	21.26
2.2.1.	Потребителям сети СН-1	7.42	7.82	0.09	0.09							7.50	7.91
	в т.ч. собственным потребителям (тяга, ж.д.)	7.42	7.82	0.09	0.09							7.50	7.91
	Потребителям, рассчитывающимся по прямым договорам (субабоненты)
2.2.2	Сальдо-переток в другие организации (транзит)					11.77	12.41					11.77	12.41
2.2.3	В сеть СН-2			0.72	0.76			0.03	0.04	0.13	0.14	0.89	0.94
3.	Отпуск эл. энергии в сеть СН-2, всего	0.05	0.05	8.67	9.14			2.60	2.75	2.28	2.40	13.60	14.34
	в т.ч. из сети ВН			3.58	3.77			1.73	1.83	1.78	1.87	7.09	7.48
	в т.ч. из сети СН-1			0.72	0.76			0.03	0.04	0.13	0.14	0.89	0.94
	в т.ч. от электростанций
	от других поставщиков	0.05	0.05	4.37	4.61			0.83	0.88	0.37	0.39	5.62	5.93
	от других организаций (сальдо-переток)
3.1.	Потери электроэнергии в сети СН-2	0.01	0.01	0.89	0.93			0.27	0.28	0.23	0.24	1.40	1.46
	то же в %	10.31	10.17	10.31	10.17	10.31	10.17	10.31	10.17	10.31	10.17	10.31	10.17
3.2.	Отпуск из сети СН-2	0.04	0.05	7.77	8.21			2.34	2.47	2.04	2.16	12.20	12.88
3.2.1.	Потребителям сети СН-2	0.04	0.05	0.56	0.59			0.51	0.54			1.12	1.18
	в т.ч. собственным потребителям (тяга, ж.д.)	0.04	0.05	0.56	0.59							0.61	0.64
	Потребителям, рассчитывающимся по прямым договорам (субабоненты)							0.51	0.54			0.51	0.54
3.2.2.	Сальдо-переток в другие организации (транзит)
3.2.3.	В сеть НН			7.21	7.62			1.83	1.93	2.04	2.16	11.08	11.70
4.	Отпуск эл. энергии в сеть НН, всего			7.57	7.99			1.85	1.95	2.16	2.28	11.57	12.22
	в т.ч. из сети СН-1 и СН-2, из них:			7.21	7.62			1.83	1.93	2.04	2.16	11.08	11.70
	СН-1
	СН-2			7.21	7.62			1.83	1.93	2.04	2.16	11.08	11.70
	в т.ч. от электростанций
	от других поставщиков			0.36	0.37			0.02	0.02	0.11	0.12	0.49	0.52
	от других организаций (сальдо-переток)
4.1.	Потери электроэнергии в сети НН			0.64	1.10			0.16	0.27	0.18	0.31	0.97	1.68
	то же в %	8.41	13.72	8.41	13.72	8.41	13.72	8.41	13.72	8.41	13.72	8.41	13.72
4.2.	Отпуск из сети НН			6.93	6.89			1.69	1.68	1.98	1.97	10.60	10.54
4.2.1.	Потребителям сети НН			6.93	6.89			1.69	1.68	1.98	1.97	10.60	10.54
	в т.ч. собственным потребителям ЭСО			6.93	6.89							6.93	6.89
	Потребителям, рассчитывающимся по прямым договорам							1.69	1.68	1.98	1.97	3.67	3.65
4.2.2.	Сальдо-переток в другие организации (транзит)

Таблица N П 1.5

Электрическая мощность по диапазонам напряжения в сетях ОАО "РЖД"
(в границах региона)

тыс. кВт

п.п.	Показатели	Базовый период	Период регулирования
1	2	3	4
1.	Среднемесячная за период суммарная заявленная (расчетная) мощность потребителей, пользующихся региональными электрическими сетями, в максимум нагрузки ОЭС	-	73.98
1.1.	в сети ВН		41.94
1.2.	в сети СН	-	21.50
	в т.ч.СHI		20.32
	в т.ч.СНII		1.18
1.3.	в сети НН		10.54

Таблица N П 1.6

Структура полезного отпуска электрической энергии (мощности) по группам потребителей ОАО "РЖД" (в границах региона)

N	Группа потребителей	Объем полезного отпуска электроэнергии,				тыс. кВтч.	Заявленная (расчетная) мощность					Число часов использования, час	Доля потребления на разных диапазонах напряжений, %
		Всего	ВН	CHI	СНII	НН	Всего	ВН	CHI	СНII	НН		Всего	ВН	CHI	СНII	НН
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
Базовый период
1	Бюджетные потребители
2	Население
3	Прочие потребители
	тяга
	ж.д. потребители
	субабоненты
	транзит ОАО-энерго
4	Итого
Период регулирования
1	Бюджетные потребители	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
2	Население	9831.4	0.0	0.0	0.0	9 831	1.97	0.0	0.0	0.0	1.97	5000	1.9	0.0	0.0	0.0	1.9
3	Прочие потребители
	тяга	215298.9	155913.2	59034.6	351.1	0	28.5	20.7	7.8	0.0	0.0	7550	40.8	29.6	11.2	0.1	0.0
	ж.д. потребители	57711.8	4668.0	639.9	4152.9	48 251	8.2	0.7	0.1	0.6	6.9	7000	10.9	0.9	0.1	0.8	9.1
	субабоненты	13322.6	0.0	0.0	3232.1	10090.6	2.2	0.0	0.0	0.5	1.7	6000	2.5	0.0	0.0	0.6	1.9
	транзит ОАО-энерго	231197.5	144324.5	86873.0	0.0	0.0	33.0	20.6	12.4	0.0	0.0	7000	43.8	27.4	16.5	0.0	0.0
4	Итого	527362.2	304905.6843	146547.4558	7736.1	68172.94198	73.98	41.94	20.32	1.18	10.54	7129	100.0	57.8	27.8	1.5	12.9

Таблица N П 1.15

Смета расходов

п.п.	Наименование показателя	Базовый период	Период регулирования
1	2	3	4
1.	Сырье, основные материалы	-	-
2.	Вспомогательные материалы	-	25 857.06
	из них на ремонт	-	19 111.12
3.	Работы и услуги производственного характера	-	29 182.26
	из них на ремонт	-	22 332.26
4.	Топливо на технологические цели	-	1 694.37
5.	Энергия	-	6 459.14
5.1.	Энергия на технологические цели	-	6 459.14
5.2.	Энергия на хозяйственные нужды	-
6.	Затраты на оплату труда	-	43 245.40
	из них на ремонт	-	2 075.04
7.	Отчисления на социальные нужды	-	22 103.90
	из них на ремонт	-	743.58
8.	Амортизация основных фондов	-	65 354.20
9.	Прочие затраты, всего	-	48.00
	в том числе:	-	-
9.1.	Целевые средства на НИОКР	-	-
9.2.	Средства на страхование	-	-
9.3.	Плата за предельно допустимые выбросы (сбросы)	-	-
9.4.	Абонентная плата РАО "ЕЭС России" (до утверждения перечня соответствующих услуг)	-	-
9.5.	Отчисления в ремонтный фонд (в случае его формирования)	-	-
9.6.	Водный налог (ГЭС)	-	-
9.7.	Непроизводственные расходы (налоги и другие обязательные платежи и сборы)	-	48.00
9.7.1.	Налог на землю	-	48.00
9.7.2.	Налог на пользователей автодорог	-	-
9.8.	Другие затраты, относимые на себестоимость продукции, всего	-	-
	в т.ч.	-	-
9.8.1.	Арендная плата	-	-
10.	Итого расходов	-	193 944.33
	из них на ремонт	-	44 262.00
11.	Недополученный по независящим причинам доход	-	-
12.	Избыток средств, полученный в предыдущем периоде регулирования	-	-
13.	Расчетные расходы по производству продукции (услуг)	-	193 944.33
	в том числе:	-	-
13.1.	электрическая энергия	-	193 944.33
13.1.1.	производство электроэнергии	-	-
13.1.2.	покупная электроэнергия	-	-
13.1.3.	передача электроэнергии	-	193 944.33
13.2.	тепловая энергия	-	-
13.2.1.	производство теплоэнергии	-	-
13.2.2.	покупная теплоэнергия	-	-
13.2.3.	передача теплоэнергии	-	-
13.3.	прочая продукция	-	-

Таблица N П 1.15.3

Смета расходов по передаче электрической энергии

п.п.	Наименование показателя	Базовый период	Период регулирования
1	2	3	4
1.	Сырье, основные материалы	-	-
2.	Вспомогательные материалы	-	25 857.06
	из них на ремонт	-	19 111.12
3.	Работы и услуги производственного характера	-	29 182.26
	из них на ремонт	-	22 332.26
4.	Топливо на технологические цели	-	1 694.37
5.	Энергия	-	6 459.14
5.1.	Энергия на технологические цели	-	6 459.14
5.2.	Энергия на хозяйственные нужды	-	-
6.	Затраты на оплату труда	-	43 245.40
	из них на ремонт	-	2 075.04
7.	Отчисления на социальные нужды	-	22 103.90
	из них на ремонт	-	743.58
8.	Амортизация основных фондов	-	65 354.20
9.	Прочие затраты, всего	-	48.00
	в том числе:	-	-
9.1.	Целевые средства на НИОКР	-	-
9.2.	Средства на страхование	-	-
9.3.	Плата за предельно допустимые выбросы (сбросы)	-	-
9.4.	Абонентная плата РАО "ЕЭС России" (до утверждения перечня соответствующих услуг)	-	-
9.5.	Отчисления в ремонтный фонд (в случае его формирования)	-	-
9.6.	Водный налог (ГЭС)	-	-
9.7.	Непроизводственные расходы (налоги и другие обязательные платежи и сборы)	-	48.00
9.7.1.	Налог на землю	-	48.00
9.7.2.	Налог на пользователей автодорог	-	-
9.8.	Другие затраты, относимые на себестоимость продукции, всего	-	-
	в т.ч.	-	-
9.8.1.	Арендная плата	-	-
10.	Итого расходов	-	193 944.33
	из них на ремонт	-	44 262.00
11.	Недополученный по независящим причинам доход	-	-
12.	Избыток средств, полученный в предыдущем периоде регулирования	-	-
13.	Расчетные расходы по производству продукции (услуг)	-	193 944.33
	в том числе:	-	-
13.1.	электрическая энергия	-	193 944.33
13.1.1	производство электроэнергии	-	-
13.1.2	покупная электроэнергия	-	-
13.1.3	передача электроэнергии	-	193 944.33
13.2.	тепловая энергия	-	-
13.2.1	производство теплоэнергии	-	-
13.2.2	покупная теплоэнергия	-	-
13.2.3	передача теплоэнергии	-	-
13.3.	прочая продукция	-	-

Таблица N П 1.16

Расчет расходов на оплату труда

N	Показатели	Ед.изм.	Базовый период	Период регулирования
1	2	3	4	5
1.	Численность
	Численность ППП	чел.	-	748.00
2.	Средняя оплата труда
2.1.	Тарифная ставка рабочего 1 разряда	руб.	-	2 718.64
2.2.	Дефлятор по заработной плате		-	1.101
2.3.	Тарифная ставка рабочего 1 разряда с учетом дефлятора	руб.	-	2 993.22
2.4.	Средняя ступень оплаты			-
2.5.	Тарифный коэффициент, соответствующий ступени по оплате труда	руб.	-	-
2.6.	Среднемесячная тарифная ставка ППП	руб.	-	2 993.22
2.7.	Выплаты, связанные с режимом работы с условиями труда 1 работника		-	-
2.7.1.	процент выплаты	%	-	-
2.7.2.	сумма выплат	руб.	-	-
2.8.	Текущее премирование		-	-
2.8.1.	процент выплаты	%	-	-
2.8.2.	сумма выплат	руб.	-	-
2.9.	Премия за квартальные результаты работы (экономия топлива)		-	-
2.9.1.	процент выплаты	%	-	-
2.9.2.	сумма выплат	руб.	-	-
2.10.	Вознаграждение за выслугу лет		-	-
2.10.1	процент выплаты	%	-	-
2.10.2	сумма выплат	руб.	-	-
2.11.	Выплаты по итогам года		-	-
2.11.1	процент выплаты	%	-	-
2.11.2	сумма выплат	руб.	-	-
2.12.	Выплаты по районному коэффициенту и северные надбавки		-	-
2.12.1	процент выплаты	%	-	-
2.12.2	сумма выплат	руб.	-	-
2.13.	Итого среднемесячная оплата труда на 1 работника	руб.	-	2 993.22
3.	Расчет средств на оплату труда ППП (включенного в себестоимость)		-	26 867.12
3.1.	Льготный проезд к месту отдыха	тыс.руб.	-	-
3.2.	По постановлению от 3.11.94 г. N 1206	тыс.руб.	-	-
3.3.	Итого средства на оплату труда ППП	тыс.руб.	-	26 867.12
4.	Расчет средств на оплату труда непромышленного персонала (включенного в балансовую прибыль)		-
4.1.	Численность, принятая для расчета (базовый период - фактическая)	чел.	-	268.00
4.2.	Среднемесячная оплата труда на 1 работника	руб.	-	-
4.3.	Льготный проезд к месту отдыха	тыс.руб.	-	-
4.4.	По постановлению от 3.11.94 г. N 1206	тыс.руб.	-	-
4.5.	Итого средства на оплату труда непромышленного персонала	тыс.руб.	-	16 378.28
5.	Расчет по денежным выплатам		-
5.1.	Численность всего, принятая для расчета (базовый период - фактическая)	чел.	-	1 016.00
5.2.	Денежные выплаты на одного работника	руб.	-	-
5.3.	Итого по денежным выплатам	тыс.руб.	-	-
6.	Итого средства на потребление	тыс.руб.	-	43 245.40
7.	Среднемесячный доход на 1 работника	руб.	-	3 547.03

Таблица N П 1.16.3

Расчет расходов на оплату труда по передаче электрической энергии

N	Показатели	Ед.изм.	Базовый период	Период регулирования
1	2	3	4	5
1.	Численность
	Численность ППП	чел.	-	748.00
2.	Средняя оплата труда			-
2.1.	Тарифная ставка рабочего 1 разряда	руб.	-	2 718.64
2.2.	Дефлятор по заработной плате		-	1.10
2.3.	Тарифная ставка рабочего 1 разряда с учетом дефлятора	руб.	-	2 993.22
2.4.	Средняя ступень оплаты		-	-
2.5.	Тарифный коэффициент, соответствующий ступени по оплате труда	руб.	-	-
2.6.	Среднемесячная тарифная ставка ППП	руб.	-	2 993.22
2.7.	Выплаты, связанные с режимом работы с условиями труда 1 работника			-
2.7.1.	процент выплаты	%	-	-
2.7.2.	сумма выплат	руб.	-	-
2.8.	Текущее премирование			-
2.8.1.	процент выплаты	%	-	-
2.8.2.	сумма выплат	руб.	-	-
2.9.	Премия за квартальные результаты работы (экономия топлива)			-
2.9.1.	процент выплаты	%	-	-
2.9.2.	сумма выплат	руб.	-	-
2.10.	Вознаграждение за выслугу лет			-
2.10.1.	процент выплаты	%	-	-
2.10.2.	сумма выплат	руб.	-	-
2.11.	Выплаты по итогам года			-
2.11.1.	процент выплаты	%	-	-
2.11.2.	сумма выплат	руб.	-	-
2.12.	Выплаты по районному коэффициенту и северные надбавки			-
2.12.1.	процент выплаты	%	-	-
2.12.2.	сумма выплат	руб.	-	-
2.13.	Итого среднемесячная оплата труда на 1 работника	руб.	-	2 993.22
3.	Расчет средств на оплату труда ППП (включенного в себестоимость)			26 867.12
3.1.	Льготный проезд к месту отдыха	тыс.руб.	-	-
3.2.	По постановлению от 3.11.94 г. N 1206	тыс.руб.	-	-
3.3.	Итого средства на оплату труда ППП	тыс.руб.	-	26 867.12
4.	Расчет средств на оплату труда непромышленного персонала (включенного в балансовую прибыль)			-
4.1.	Численность, принятая для расчета (базовый период - фактическая)	чел.	-	268.00
4.2.	Среднемесячная оплата труда на 1 работника	руб.	-	-
4.3.	Льготный проезд к месту отдыха	тыс.руб.	-	-
4.4.	По постановлению от 3.11.94 г. N 1206	тыс.руб.	-	-
4.5.	Итого средства на оплату труда непромышленного персонала	тыс.руб.	-	16 378.28
5.	Расчет по денежным выплатам			-
5.1.	Численность всего, принятая для расчета (базовый период - фактическая)	чел.	-	1 016.00
5.2.	Денежные выплаты на одного работника	руб.	-	-
5.3.	Итого по денежным выплатам	тыс.руб.	-	-
6.	Итого средства на потребление	тыс.руб.	-	43 245.40
7.	Среднемесячный доход на 1 работника	руб.	-	3 547.03

Таблица N П 1.17

Расчет амортизационных отчислений на восстановление основных производственных фондов

тыс.руб.

п/п	Показатели	Базовый период	Период регулирования
1.	Балансовая стоимость основных производственных фондов на начало периода регулирования	-	412 546.92
2.	Ввод основных производственных фондов	-	-
3.	Выбытие основных производственных фондов	-	-
4.	Средняя стоимость основных производственных фондов	-	412 546.92
5.	Средняя норма амортизации	-	12%
6.	Сумма амортизационных отчислений	-	49 505.63

Таблица N П 1.17.3

Расчет амортизационных отчислений
на восстановление основных производственных фондов по передаче электрической энергии

тыс.руб.

п/п	Показатели	Базовый период	Период регулирования
1.	Балансовая стоимость основных производственных фондов на начало периода регулирования	-	412 546.92
2.	Ввод основных производственных фондов	-	-
3.	Выбытие основных производственных фондов	-	-
4.	Средняя стоимость основных производственных фондов	-	412 546.92
5.	Средняя норма амортизации	-	12%
6.	Сумма амортизационных отчислений	-	49 505.63

Таблица N П 1.18

Калькуляция расходов, связанных с производством и передачей электрической энергии

тыс.руб.

п/п	Калькуляционные статьи затрат	Базовый период	Период регулирования
1	2	3	4
1.	Топливо на технологические цели	-
2.	Вода на технологические цели	-	-
3.	Основная оплата труда производственных рабочих	-	20 117.85
4.	Дополнительная оплата труда производственных рабочих	-	-
5.	Отчисления на соц. нужды с оплаты производственных рабочих	-	14 035.56
6.	Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования	-	100 426.67
	в том числе:	-
6.1.	амортизация производственного оборудования	-	49 505.63
6.2.	отчисления в ремонтный фонд	-	-
6.3.	другие расходы по содержанию и эксплуатации оборудования	-	50 921.04
7.	Расходы по подготовке и освоению производства (пусковые работы)	-	-
8.	Цеховые расходы	-	11 167.60
9.	Общехозяйственные расходы, всего	-	48 196.65
	в том числе:	-	-
9.1.	Целевые средства на НИОКР	-	-
9.2.	Средства на страхование	-	-
9.3.	Плата за предельно допустимые выбросы (сбросы) загрязняющих веществ	-	-
9.4.	Абонентная плата РАО "ЕЭС России" (до утверждения перечня соответствующих услуг)	-	-
9.5.	Отчисления в ремонтный фонд в случае его формирования	-	-
9.6.	Непроизводственные расходы (налоги и другие обязательные платежи и сборы), всего	-	48.00
	в том числе:	-
	налог на землю	-	48.00
	налог на пользователей автодорог	-	-
9.7.	Другие затраты, относимые на себестоимость продукции, всего	-	476.07
	в том числе:	-
9.7.1.	Арендная плата	-	-
10.	Водный налог (ГЭС)	-	-
11.	Покупная электроэнергия	-	-
11.1.	Относимая на условно-постоянные расходы	-	-
11.2.	Относимая на переменные расходы	-	-
12.	Недополученный по независящим причинам доход	-	-
13.	Избыток средств, полученный в предыдущем периоде регулирования	-	-
14.	Итого производственные расходы	-	193 944.33
15.	Полезный отпуск электроэнергии, млн. кВтч	-	-
16.	Удельные расходы, руб./тыс. кВтч	-	-
	из них:	-
	переменная составляющая	-	-
	в том числе:	-
	топливная составляющая	-	-
	водный налог	-	-
	покупная электроэнергия	-	-
17.	Условно-постоянные расходы	-	193 944.33
	в том числе:	-
17.1.	По источникам энергии	-	-
17.2.	По сетям	-	-
17.3.	Сумма общехозяйственных расходов	-	-

Таблица N П 1.18.2

Калькуляция расходов,
связанных с передачей электрической энергии по сетям ОАО "РЖД"
(в границах региона)

п/п	Калькуляционные статьи затрат	Базовый период	Период регулирования
1	2	3	4
1.	Основная оплата труда производственных рабочих	-	20 117.85
2.	Дополнительная оплата труда производственных рабочих	-	-
3.	Отчисления на соц. нужды с оплаты производственных рабочих	-	14 035.56
4.	Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования	-	100 426.67
	в том числе:	-	-
4.1.	амортизация производственного оборудования	-	49 505.63
4.2.	отчисления в ремонтный фонд	-	-
4.3.	другие расходы по содержанию и эксплуатации оборудования	-	50 921.04
5.	Расходы по подготовке и освоению производства (пусковые работы)	-	-
6.	Цеховые расходы	-	11 167.60
7.	Общехозяйственные расходы, всего	-	48 196.65
	в том числе:	-	-
7.1.	Целевые средства на НИОКР	-	-
7.2.	Средства на страхование	-	-
7.3.	Плата за предельно допустимые выбросы (сбросы) загрязняющих веществ	-	-
7.4.	Отчисления в ремонтный фонд в случае его формирования	-	-
7.5.	Непроизводственные расходы (налоги и другие обязательные платежи и сборы), всего	-	48.00
	в том числе:	-	-
	налог на землю	-	48.00
	налог на пользователей автодорог	-	-
7.6.	Другие затраты, относимые на себестоимость продукции, всего	-	476.07
	в том числе:	-	-
7.6.1.	Арендная плата	-	-
7.7.	Абонентная плата РАО "ЕЭС России"	-	-
8.	Недополученный по независящим причинам доход	-	-
9.	Избыток средств, полученный в предыдущем периоде регулирования	-	-
10.	Итого производственные расходы	-	193 944.33
11.	Полезный отпуск электроэнергии, млн. кВтч	-	-
12.	Удельные расходы, руб./тыс. кВтч	-	-
13.	Условно-постоянные затраты	-	193 944.33
	в том числе:
13.1.	Сумма общехозяйственных расходов	-	-

Таблица N П 1.20

Расчет источников финансирования капитальных вложений

тыс.руб.

п/п	Наименование	Базовый период	Период регулирования
1	2	3	4
1.	Объем капитальных вложений - всего	-	65 354.20
	в том числе:
	на производственное и научно-техническое развитие	-	-
	на непроизводственное развитие	-	-
2.	Финансирование капитальных вложений из средств - всего	-	65 354.20
2.1.	Амортизационных отчислений на полное восстановление основных фондов (100%)	-	65 354.20
2.2.	Неиспользованных средств на начало года	-	-
2.3.	Федерального бюджета	-	-
2.4.	Местного бюджета	-	-
2.5.	Регионального (республиканского, краевого, областного) бюджета	-	-
2.6.	Прочих	-	-
2.7.	Средства, полученные от реализации ценных бумаг	-	-
2.8.	Кредитные средства	-	-
3.	Прибыль	-	-
	отнесенная на производство электрической энергии	-	-
	отнесенная на передачу электрической энергии	-	-
	отнесенная на производство тепловой энергии	-	-
	отнесенная на передачу тепловой энергии	-	-

Таблица N П 1.21.3

Расчет балансовой прибыли, принимаемой при установлении тарифов на передачу электрической энергии по сетям ОАО "РЖД" (в границах региона)

тыс.руб.

п/п	Наименование	Базовый период	Период регулирования
1	2	3	4
1.	Прибыль на развитие производства	-	-
	в том числе:
	капитальные вложения	-	-
2.	Прибыль на социальное развитие	-	-
	в том числе:
	капитальные вложения
3.	Прибыль на поощрение	-	2 673.00
4.	Дивиденды по акциям	-	-
4а.	Резервный фонд	-	-
5.	Прибыль на прочие цели	-	-
	% за пользование кредитом	-	-
	услуги банка	-	500.00
	другие (с расшифровкой)	-	-
6.	Прибыль, облагаемая налогом	-	3 517.00
7.	Налоги, сборы, платежи - всего	-	6 486.00
	в том числе:
	на прибыль	-	844.00
	на имущество	-	5 614.00
	плата за выбросы загрязняющих веществ	-	10.00
	другие налоги и обязательные сборы и платежи (с расшифровкой)	-	18.00
8.	Прибыль от товарной продукции за счет передачи электрической энергии	-	9 659.00

Таблица N П 1.24

Расчет платы за услуги по содержанию электрических сетей ОАО "РЖД"
(в границах региона)

п/п		Единицы измерения	Базовый период		Период регулирования
			всего	из них на сбыт	всего	из них на сбыт
1	2	3	4	5	6	7
1.	Расходы, отнесенные на передачу электрической энергии	тыс.руб.	-	-	193 944.33	42 494.89
1.1.	ВН	тыс.руб.	-	-	44 275.65
1.2.	CHI	тыс.руб.	-	-	29 340.83
1.3.	СНII	тыс.руб.			31 696.43
1.4.	НН	тыс.руб.	-	-	88 631.42
2.	Прибыль, отнесенная на передачу электрической энергии	тыс.руб.	-	-	9 659.00	2 124.74
2.1.	ВН	тыс.руб.	-	-	2 205.06
2.2.	CHI	тыс.руб.	-	-	1 461.26
2.3.	СНII	тыс.руб.			1 578.58
2.4.	НН	тыс.руб.	-	-	4 414.11
3.	Рентабельность	%	-	-	5.0%	5.0%
4.	Необходимая валовая выручка, отнесенная на передачу электрической энергии	тыс.руб.	-	-	203 603.33	44 619.63
4.1.	ВН	тыс.руб.	-	-	46 480.71
4.2.	CHI	тыс.руб.	-	-	30 802.09
4.3.	СНII	тыс.руб.			33 275.00
4.4.	НН	тыс.руб.	-	-	93 045.53
5.	Суммарная заявленная (расчетная) мощность потребителей	МВт	-	-
5.1.	Суммарная по ВН, СН и НН (п.1.1.+ п.1.2. + п.1.3. табл.П 1.5.)	МВт	-	-	73.98
5.2.	Суммарная по СН и НН (п.1.2. + п.1.3. табл.П 1.5.)	МВт	-	-	32.04
5.3.	В сети НН (п.1.3. табл.П 1.5.)				10.54
6.	Плата за услуги на содержание электрических сетей по диапазонам напряжения в расчете на 1 МВт	тыс. руб./МВт. мес.	-	-
6.1.	ВН	тыс. руб./МВт. мес.	-	-	78.39
6.2.	CHI	тыс. руб./МВт. мес.	-	-	120.80
6.3.	CHII	тыс.руб./МВт. мес.			269.50
6.4.	НН	тыс. руб./МВт. мес.	-	-	1 034.74
7.	Плата за услуги на содержание электрических сетей по диапазонам напряжения в расчете на 1 МВтч (одноставочный)	руб./МВтч	-	-
7.1.	ВН	руб./кВтч	-	-	0.1294
7.2.	CHI	руб./кВтч	-	-	0.2010
7.3.	СНII	руб./кВтч	-	-	0.4926
7.4.	НН	руб./кВтч	-	-	1.9199

Таблица N П 1.24 Вспомогательная

Расчет платы за содержание электрических цепей по диапазонам напряжения

Показатели			Период регулирования
Условные единицы SUM Y			12 103
Увн			2 763
УснI			1 831
УснII			1 978
Унн			5 531
НВВсети			203 603.33
НВВвн	тыс.руб.	НВВсети*Увн/Сумма У	46 481
HBBснI	тыс.руб.	НВВсети*УснI/Сумма У	30 802
HBBснII	тыс.руб.	НВВсети*УснII/Сумма У	33 275
НВВнн	тыс.руб.	НВВсети*Унн/Сумма У	93 046
Мощности
Nотп (вн)	МВт		50.22
Nотп (снI)	МВт		23.09
Nотп (снII)	МВт		14.34
Nотп (нн)	МВт		12.22
Nотп (снI/вн), в т.ч.	МВт		7.48
Nотп (снI/вн)	МВт		0.00
Nотп (снII/вн)	МВт		7.48
Nотп (снII/снI)	МВт		0.94
Nпост (cнI)	МВт		23.09
Nпост (cнII)	МВт		5.93
Nпо (вн)	МВт		41.94
Nпо (cнI)	МВт		20.32
Nпо(cнII)	МВт		1.18
Nпо(нн)	МВт		10.54
M (кол-во месяцев)	МВт		12
Нормативы потерь
альфа (вн)	%		1.61
альфа (снI)	%		7.92
альфа (снII)	%		10.17
альфа (нн)	%		13.72
Тсод (вн)	тыс.руб./ МВт в мес.	HBBвн/Nотп(вн)*(1 - (альфа(вн)/100)) * М	78.39231
Дельта НВВсн (вн)	тыс.руб.	НВВвн - Тсод (вн) * Nпо(вн) * М	7 032.05
Дельта НВВснI (вн)	тыс.руб.	Дельта НВВсн(вн) * ((Nотп(снI) - Nпост(снI))/Nотп(сн/вн)	0.00
Дельта НВВснII (вн)	тыс.руб.	Дельта НВВсн(вн) - Дельта НВВснI(вн)	7 032.05
Тсод (снI)	тыс.руб./ МВт в мес.	HBBснI + Дельта HBBснI(вн)/(Nотп(снI) * (1 - альфа(снI))*М)	120.8000
Дельта HBBснII (снI)	тыс.руб.	HBBcнI + Дельта НВВснI(вн) - Тсод(снI) * Nпо(снI) * М	1 345.00
Тсод (снII)	тыс.руб./ МВт в мес.	НВВснII + Дельта НВВснII(вн) + Дельта HBBснII(снI)/((Nотп(снII/вн) + Nотп(снII/снI))* (1 - альфа(снII)/100) * М)	269.5
Дельта HBBнн(снI)	тыс.руб.	НВВснII + Дельта НВВснII(вн) -Тсод(снII) * Nпо(cнII) * М	37 841.0
Тсод(нн)	тыс.руб./ МВт в мес.	НВВнн + Дельта HBBнн(снII)/(Nотп(нн)* (1 - альфа(нн)/100 * М)	1 034.7
Среднемесячное число часов использования мощности
hвн	часы в мес.		606
hснI	часы в мес.		601
hснII	часы в мес.		547
hнн	часы в мес.		539
Плата за содержание
Тсод.э.(вн)	тыс.руб./	Тсод(вн)/hвн	0.129
Тсод.э.(снI)	МВт.ч.	Тсод(снI)/hснI	0.201
Тсод.э.(снII)		Тсод(снII)/hснII	0.493
Тсод.э.(нн)		Тсод(нн)/hнн	1.920

Таблица N П 1.25

Расчет ставки по оплате технологического расхода (потерь) электрической энергии на ее передачу по сетям ОАО "РЖД" (в границах региона)

п/п		Единицы измерения	Базовый период	Период регулирования
1	2	3	4	5
1.	Одноставочный тариф покупки электрической энергии	руб./кВтч	-	1.250
2.	Отпуск электрической энергии в сеть с учетом величины сальдо-перетока электроэнергии	тыс. кВтч.
2.1.	ВН		-	357408.3
2.2.	СН		-
	в т.ч. CHI		-	165934.3
	в т.ч. СII		-	92841.9
2.3.	НН		-	79017.6
3.	Потери электрической энергии	%
3.1.	ВН		-	1.610
3.2.	СН
	в т.ч. CHI		-	7.924
	в т.ч. СНII		-	10.170
3.3.	НН		-	13.724
4.	Полезный отпуск электрической энергии	тыс. кВтч.	-	527362.2
4.1.	ВН		-	304905.7
4.2.	СН
	в т.ч. CHI		-	146547.5
	в т.ч. СНII		-	7736.1
4.3.	НН		-	68172.9
5.	Расходы на компенсацию потерь	тыс.руб.
5.1.	ВН		-	7192.97
5.2.	СН
	в т.ч. CHI		-	16437.40
	в т.ч. СНII		-	13418.20
5.3.	НН		-	25731.50
6.	Ставка на оплату технологического расхода (потерь) электрической энергии на ее передачу по сетям	руб./кВт.ч
6.1.	ВН		-	0.0205
6.2.	СН
	в т.ч. CHI		-	0.1076
	в т.ч. СНII		-	0.1609
6.3.	НН		-	0.3774

Таблица N П 1.25 Вспомогательная

Расчет ставки, учитывающей оплату потерь
(технологического расхода) электрической энергии на ее передачу по сетям ОАО "РЖД" (в границах ОАО-энерго)

Наименование показателя	Единицы измерения	Период регулирования
Тэс		1.2502
Эсн/вн		46749
ЭснI/вн		0
ЭснII/вн		46 749
Эпост(снI)		165 934
Эпост(снII)		39 854
Эотп(вн)		357 408
альфа вн		1.61
Зпот(вн)	Тэс * Эотп(вн) * альфа(вн)/100	7192.97
Тпот(вн)	Зпот(вн)/(Эотп(вн) * (1 - альфа вн/100))	0.0205
Эпо(вн)		304 906
Эотп(снI)		165 934
альфа снI		7.92
Зпот(снI)	Тэс * Эотп(снI) * альфа(снI)/100 + Дельта Звн(снI)	16437.4
Тпот(снI)	Зпот(снI)/(Эотп(снI)*(1 - альфа снI/100))	0.1076
Эпо(снI)		146 547
Дельта Звн(снI)	(Зпот(вн) - Тпот(вн) * Эпо(вн)) * (ЭснI/вн / Эсн/вн)	0.0
Эотп(снII)		92 842
альфа снII		10.17
Зпот(снII)	Тэс * Эотп(снII) * альфа(снII)/100 + Дельта Зпот	13418.20
Тпот(снII)	Зпот(снII)/(Эотп(снII)* (1 - альфа снII/100))	0.161
Эпо(снII)		7 736
Дельта Зпот	((Зпот(вн) - Тпот(вн) * Эпо(вн) - ДельтаЗвн(снI)) + (Зпот(снI) - Тпот(снI) * Эпо(снI))	1613.62
Эотп(нн)		79 018
альфа нн		13.72
Зпот(нн)	Тэс * Эотп(нн) * альфа(нн)/100 + Дельта Зпот(снII)	25731.50
Тпот(нн)	Зпот(нн)/(Эотп(нн) * (1 - альфа нн/100))	0.377
Эпо(нн)		68173
Дельта Зпот(снII)	Зпот(снII) - Тпот(снII) * Эпо(снII)	12173.45

Таблица N П 1.27

Экономически обоснованные тарифы на электрическую энергию (мощность) по группам потребителей ОАО "РЖД" (в границах региона)

ГАРАНТ:

Начало таблицы N П 1.27. (См. окончание)

N	Группа потребителей	Ед.изм.	Базовые потребители					Базовый потребитель 1					Бюджетные потребители
			Всего	ВН	CHI	СНII	НН	Всего	ВН	CHI	СНII	НН	Всего	ВН	CHI	СНII	НН
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
1.	Объем полезного отпуска	млн. кВтч	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
2.	Заявленная мощность	МВт	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
			-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
3.	Тариф на покупку электрической энергии	руб./МВтч	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
3.1.	Ставка за мощность	руб./МВтмес	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
3.2.	Ставка за энергию	руб./МВтч	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
			-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
4.	Стоимость единицы услуг	руб./МВтч	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
4.1.	Плата за услуги по передаче электрической энергии	руб./МВтч	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
4.1.1.	Ставка на содержание электросетей	руб./МВтмес	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
4.1.2.	Ставка по оплате потерь	руб./МВтч	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
4.2.	Плата за иные услуги	руб./МВтмес	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
			-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
5.	Средний одноставочный тариф п.3 + п.4	руб./кВтч	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
5.1.	Плата за мощность П.3.1.+ п.4.1.1 + п.4.2.	руб./кВтмес	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
5.2.	Плата за энергию п.3.2. + п.4.1.2.	руб./МВтч	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
			-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
6.	Товарная продукция всего п.5 * п.1	тыс.руб.	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
	в том числе		-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
6.1.	- за электроэнергию (мощность) п.3 * п.1	тыс.руб.	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
6.2.	- за услуги п.4 * п.1	тыс.руб.	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
То же п.6		-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
6.1.	- за мощность п.5.1 * п.2 * М	тыс.руб.	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
6.2.	- за электрическую энергию п.5.2 * п.1	тыс.руб.	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-

Продолжение таблицы N П 1.27

ГАРАНТ:

Окончание таблицы N П 1.27. (См. начало)

N	Группа потребителей	Ед.изм.	Население					Прочие					Всего
			Всего	ВН	CHI	СНII	НН	Всего	ВН	CHI	СНП	НН	Всего	ВН	CHI	СНП	НН
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
1.	Объем полезного отпуска	млн. кВтч	9 831	-	-	-	9 831	517 531	304 906	146 547	7 736	58 342	527 362	304 906	146 547	7 736	68 173
2.	Заявленная мощность	МВт	1.97	-	-	-	1.97	72.01	41.94	20.32	1.18	8.57	73.98	41.94	20.32	1.18	10.54
			-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
3.	Тариф на покупку электрической энергии	руб./ МВтч	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
3.1.	Ставка за мощность	руб./ МВтмес	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
3.2.	Ставка за энергию	руб./ МВтч	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
			-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
4.	Стоимость единицы услуг	руб./ МВтч	2.297	0.150	0.309	0.654	2.297	0.444	0.150	0.309	0.654	2.297	0.479	0.150	0.309	0.654	2.297
4.1.	Плата за услуги по передаче электрической энергии	руб./ МВтч	2.297	0.150	0.309	0.654	2.297	0.444	0.150	0.309	0.654	2.297	0.479	0.150	0.309	0.654	2.297
4.1.1.	Ставка на содержание электросетей	руб./ кВтч	1.920	0.129	0.201	0.493	1.920	0.357	0.129	0.201	0.493	1.920	0.386	0.129	0.201	0.493	1.920
4.1.2.	Ставка по оплате потерь	руб./ МВтч	0.377	0.021	0.108	0.161	0.377	0.087	0.021	0.108	0.161	0.377	0.093	0.021	0.108	0.161	0.377
4.2.	Плата за иные услуги	руб./ МВтмес	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
5.	Средний одно-ставочный тариф п.3 + п.4	руб./ кВтч	2.2974	0.1499	0.3086	0.6535	2.2974	0.4444	0.1499	0.3086	0.6535	2.2974	0.0908	-	-	0.2730	0.6714
5.1.	Плата за мощность П.3.1.+ п.4.1.1 + п.4.2.	руб./ кВтмес	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
5.2.	Плата за энергию п.3.2. + п.4.1.2.	руб./ МВтч	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
			-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
6.	Товарная продукция, всего п.5 * п.1	тыс.руб.	22 586.44	-	-	-	22 586.44	230 011	45 700	45 223	5 056	134 032	47 880	-	-	2 112	45 768
	в том числе		-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
6.1.	- за электроэнергию (мощность) п.3 * п.1	тыс.руб.	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
6.2.	- за услуги п.4 * п.1	тыс.руб.	22 586.44	-	-	-	22 586.44	25 294	-	-	2 112	23 182	47 880	-	-	2 112	45 768
То же п.6		-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
6.1.	- за мощность п.5.1 * п.2 * М	тыс.руб.	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
6.2.	- за электрическую энергию п.5.2 * п.1	тыс.руб.	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-

Таблица N П 1.27 Вспомогательная

Экономически обоснованные тарифы на передачу электрической энергии (мощности) по группам потребителей ОАО "РЖД" (в границах региона)

ГАРАНТ:

Начало таблицы N П 1.27. (См. окончание)

N	Группа потребителей	Ед.изм.	Тяга					Ж. д. потребители					Субабоненты
			Всего	ВН	CHI	СНII	НН	Всего	ВН	CHI	СНII	НН	Всего	ВН	CHI	СНII	НН
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
1.	Объем полезного отпуска	тыс. кВтч	215298.9	155 913	59 035	351	0	57 712	4 668	640	4 153	48 251	13 323	0	0	3 232	10 091
2.	Заявленная мощность	МВт	28.52	20.65	7.82	0.05	0.00	8.2	0.7	0.1	0.6	6.9	2.22	0.00	0.00	0.54	1.68
3.	Тариф на покупку электрической энергии	руб./кВтч		-	-	-	-		-	-	-	-		-	-	-	-
3.1.	Ставка за мощность	руб./МВтмес
3.2.	Ставка за энергию	руб./МВтч
4.	Стоимость единицы услуг	руб./кВтч												0.150	0.309	0.654	2.297
4.1.	Плата за услуги по передаче электрической энергии	руб./кВтч												0.150	0.309	0.654	2.297
4.1.1.	Ставка на содержание электросетей	руб./кВтч												0.129	0.201	0.493	1.920
4.1.2.	Ставка по оплате потерь	руб./кВтч												0.021	0.108	0.161	0.377
4.2.	Плата за иные услуги	руб./кВтч
5.	Средний одноставочный тариф п.3 + п.4	руб./кВтч		-	-	-	-		-	-	-	-		0.150	0.309	0.654	2.297
5.1.	Плата за мощность П.3.1.+ п.4.1.1 + п.4.2.	руб./кВтмес
5.2.	Плата за энергию п.3.2. + п.4.1.2.	руб./МВтч
6.	Товарная продукция всего п.5 * п.1	тыс.руб.	0.0	-	-	-	-	-	-	-	-	-	25 294.044	-	-	2 112.313	23 181.732
	в том числе
6.1.	- за электроэнергию (мощность) п.3 * п.1	тыс.руб.	0.0	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
6.2.	- за услуги п.4 * п.1	тыс.руб.	0.0	-	-	-	-	-	-	-	-	-	25 294.044	-	-	2 112.313	23 181.732
То же п.6
6.1.	- за мощность п.5.1 * п.2 * М	тыс.руб.
6.2.	- за электрическую энергию п.5.2 * п.1	тыс.руб.

Таблица N П 1.27 Вспомогательная
(продолжение)

Экономически обоснованные тарифы на передачу электрической энергии (мощности) по группам потребителей ОАО "РЖД" (в границах региона)

ГАРАНТ:

Окончание таблицы N П 1.27. (См. начало)

N	Группа потребителей	Ед.изм.	Население					Транзит
			Всего	ВН	CHI	СНII	НН	Всего	ВН	CHI	СНII	НН
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
1.	Объем полезного отпуска	тыс. кВтч	9 831	0	0	0	9 831	231 197	144 325	86 873	0	0
2.	Заявленная мощность	МВт	1.97	0	0	0	1.97	33.03	20.62	12.41	0.00	0.00
3.	Тариф на покупку электрической энергии	руб./кВтч		-	-	-	-		-	-	-	-
3.1.	Ставка за мощность	руб./МВтмес
3.2.	Ставка за энергию	руб./МВтч
4.	Стоимость единицы услуг	руб./кВтч		0.150	0.309	0.654	2.297
4.1.	Плата за услуги по передаче электрической энергии	руб./кВтч		0.150	0.309	0.654	2.297
4.1.1.	Ставка на содержание электросетей	руб./кВтч		0.129	0.201	0.493	1.920
4.1.2.	Ставка по оплате потерь	руб./кВтч		0.021	0.108	0.161	0.377
4.2.	Плата за иные услуги	руб./кВтч
5.	Средний одноставочный тариф п.3 + п.4	руб./кВтч		0.150	0.309	0.654	2.297		0.0000	0.0000	0.0000	0.0000
5.1.	Плата за мощность П.3.1.+ п.4.1.1 + п.4.2.	руб./кВтмес
5.2.	Плата за энергию п.3.2. + п.4.1.2.	руб./МВтч
6.	Товарная продукция всего п.5 * п.1	тыс.руб.	22 586.439	-	-	-	22 586.439	-	0.0	0.0	0.0	0.0
	в том числе
6.1.	- за электроэнергию (мощность) п.3 * п.1	тыс.руб.	-	-	-	-	-	-	0.0	0.0	0.0	0.0
6.2.	- за услуги п.4 * п.1	тыс.руб.	22 586.439	-	-	-	22 586.439	-	0.0	0.0	0.0	0.0
То же п.6
6.1.	- за мощность п.5.1 * п.2 * М	тыс.руб.
6.2.	- за электрическую энергию п.5.2 * п.1	тыс.руб.

Расчет объема работ в технических единицах на 2003 год (в границах региона)

N п/п	Наименование устройств	Измеритель	Единица измерения	Кол-во техн.ед. за ед.изм.	Объем обслуживания	Кол-во тех.ед. на объем обслуживания	Влияющие коэффициенты						Кол-во технических единиц на объем обслуживания с учетом коэффициентов
							Кд	Кк	Кп	Кс	Ки	Коб
1	2	3		4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
1. Устройства и линии тягового электроснабжения
	Таблица 1.3. Типовые показатели объема работ по ТО и ТР тяговых подстанций переменного тока
1	Опорная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	150	3	450	1	1	1.09	1.2769	0.923	1	578.0928524
2	Опорная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	165	0	0	1	1	1.09	1.2769	0.923	1	0
3	Опорная ТП с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	205	0	0	1	1	1.09	1.2769	0.923	1	0
4	Опорная ТП с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	220	0	0	1	1	1.09	1.2769	0.923	1	0
5	Транзитная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	120	7	840	1	1	1.09	1.2769	0.923	1	1079.106658
6	Транзитная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	135	2	270	1	1	1.09	1.2769	0.923	1	346.8557114
7	Транзитная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 35 кВ с выпрямительно-инв.агрегатом	тяг/п	1	144	0	0	1	1	1.09	1.2769	0.923	1	0
8	Транзитная ТП с первичным напряжением 220 кВ, РУ- 10 кВ	тяг/п	1	150	0	0	1	1	1.09	1.2769	0.923	1	0
9	Транзитная ТП с первичным напряжением 220 кВ, РУ- 35 кВ	тяг/п	1	165	0	0	1	1	1.09	1.2769	0.923	1	0
10	Тупиковая ТП и на отпайках с первичным напряжением 110 кВ, РУ- 10 кВ	тяг/п	1	90	5	450	1	1	1.09	1.2769	0.923	1	578.0928524
11	Тупиковая ТП и на отпайках с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	105	1	105	1	1	1.09	1.2769	0.923	1	134.8883322
12	Тупиковая ТП и на отпайках с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	100	0	0	1	1	1.09	1.2769	0.923	1	0
13	Тупиковая ТП и на отпайках с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	115	0	0	1	1	1.09	1.2769	0.923	1	0
14	Промежуточная ТП с первичным напряжением 35 кВ	тяг/п	1	100	5	500	1	1	1.09	1.2769	0.923	1	642.3253915
15	Промежуточная ТП с первичным напряжением 10 кВ	тяг/п	1	80	2	160	1	1	1.09	1.2769	0.923	1	205.5441253
	Итого табл.1.3.				25	2775							3564.905923
	в т.ч. ВН				18	2115							2717.036406
	СН1				5	500							642.3253915
	СН2				2	160							205.5441253
	НН				-	-							-
	Таблица 1.4. Типовые показатели объема работ по ТО и ТР тяговой подстанции переменного тока
1	Опорная ТП 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	135	0	0	0	0	0	0	0	0	0
2	Опорная ТП 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	150	0	0	0	0	0	0	0	0	0
3	Опорная ТП 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	190	0	0	0	0	0	0	0	0	0
4	Опорная ТП 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	205	0	0	0	0	0	0	0	0	0
5	Транзитная ТП 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	105	0	0	0	0	0	0	0	0	0
6	Транзитная ТП 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	120	0	0	0	0	0	0	0	0	0
7	Транзитная ТП 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	135	0	0	0	0	0	0	0	0	0
8	Транзитная ТП 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	150	0	0	0	0	0	0	0	0	0
9	Тупиковая ТП и на отпайках 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	80	0	0	0	0	0	0	0	0	0
10	Тупиковая ТП и на отпайках 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	95	0	0	0	0	0	0	0	0	0
11	Тупиковая ТП и на отпайках 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	85	0	0	0	0	0	0	0	0	0
12	Тупиковая ТП и на отпайках 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	100	0	0	0	0	0	0	0	0	0
13	Опорная ТП 2*25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	150	0	0	0	0	0	0	0	0	0
14	Опорная ТП 2*25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	165	0	0	0	0	0	0	0	0	0
15	Опорная ТП 2*25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	210	0	0	0	0	0	0	0	0	0
16	Опорная ТП 2*25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	225	0	0	0	0	0	0	0	0	0
17	Транзитная ТП 2*25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	120	0	0	0	0	0	0	0	0	0
18	Транзитная ТП 2*25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	135	0	0	0	0	0	0	0	0	0
19	Транзитная ТП 2*25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	150	0	0	0	0	0	0	0	0	0
20	Транзитная ТП 2*25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	165	0	0	0	0	0	0	0	0	0
21	Тупиковая ТП и на отпайках 2*25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	95	0	0	0	0	0	0	0	0	0
22	Тупиковая ТП и на отпайках 2*25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	110	0	0	0	0	0	0	0	0	0
23	Тупиковая ТП и на отпайках 2*25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	100	0	0	0	0	0	0	0	0	0
24	Тупиковая ТП и на отпайках 2*25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	115	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Итого табл.1.4.				0	0							0
	в т.ч. ВН				0	0							0
	СН1				-	-							-
	СН2				-	-							-
	НН				-	-							-
	Таблица 1.6. Перечень устройств для корректировки типовых показателей при расчете объема работ на тяговых подстанциях
1	Трансформатор силовой мощностью:												0
1.1.	кВа < 7 500, кВ 27,5 - 35 кВ	тр-р	1	2.1	1	2.1	1	1	1	1	1	1	2.1
1.2.	КВа < 7 500, кВ 6 - 10 кВ	тр-р	1	1	4	4	1	1	1	1	1	1	4
1.3.	кВа < 7 500, кВ 220 кВ	тр-р	1	11	0	0	1	1	1	1	1	1	0
1.4.	кВа < 7 500, кВ 110 кВ	тр-р	1	5.7	9	51.3	1	1	1	1	1	1	51.3
	Ввод, секционный выключатель, присоединение питающей линии:				0		1	1	1	1	1	1	0
	- с масляным выкл-лем (3ф.)				0		1	1	1	1	1	1	0
	220 кВ	фидер	1	18	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	110 кВ	фидер	1	9	2	18	1	1	1	1	1	1	18
	27,5 - 35 кВ	фидер	1	3	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	6 - 10 кВ	фидер	1	1.3	74	96.2	1	1	1	1	1	1	96.2
	- с масляным выкл-лем (1ф.)				0		1	1	1	1	1	1	0
	27,5 - 35 кВ	фидер	1	1.6	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	- с вакуумным выкл-лем (1ф.)				0		1	1	1	1	1	1	0
	27,5 - 35 кВ	фидер	1	2.1	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	6 - 10 кВ	фидер	1	1.1	2	2.2	1	1	1	1	1	1	2.2
	- с отделителем и разъединителем				0		1	1	1	1	1	1	0
	220 кВ	фидер	1	3.6	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	110 кВ	фидер	1	2.3	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	27,5 - 35 кВ	фидер	1	1.8	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	Итого табл.1.6.				92	173.8							173.8
	в т.ч. ВН				11	69.3							69.3
	СН1				1	2.1							2.1
	СН2				80	102.4							102.4
	НН
2. Устройства и линии энергоснабжения
	Таблица 2.1. Воздушные линии на самостоятельных опорах
1	Напряжение кВ 110, 1 цепь на опоре												0
1.1.	дерево	км	100	180	0	0	1	1	1.09	1.13	1	1.1	0
1.2.	металл	км	100	160	0	0	1	1	1.09	1.13	1	1.1	0
1.3.	Железобетон (отпайки тяг п/ст 220 кВ)	км	100	130	0	0	1	1	1.09	1.13	1	1.1	0
2	Напряжение кВ 110, 2 цепи на опоре				0		0	0	0	0	0	0	0
2.1.	дерево	км	100	-	0		0	0	0	0	0	0	0
2.2.	металл	км	100	190	18	34.2	1	1	1.09	1.13	1	1.1	46.336554
2.3.	железобетон	км	100	160	0	0	1	1	1.09	1.13	1	1.1	0
3.	Напряжение кВ 35, 1 цепь на опоре				0		0	0	0	0	0	0	0
3.1.	дерево	км	100	170	0	0	1	1	1.09	1.13	1	1.1	0
3.2.	металл	км	100	140	0	0	1	1	1.09	1.13	1	1.1	0
3.3.	железобетон	км	100	120	0	0	1	1	1.09	1.13	1	1.1	0
4	Напряжение кВ 35, 2 цепи на опоре				0		0	0	0	0	0	0	0
4.1.	дерево	км	100	-	0		0	0	0	0	0	0	0
4.2.	металл	км	100	180	0	0	1	1	1.09	1.13	1	1.1	0
4.3.	железобетон	км	100	150	0	0	1	1	1.09	1.13	1	1.1	0
	Итого табл.2.1.				18	34.2							46.336554
	в т.ч. ВН				18	34.2							46.336554
	СН1				0	0							0
	СН2				-	-							-
	НН				-	-							-
	Таблица 2.2. Воздушные линии на самостоятельных опорах
1	1 цепь ВЛ 6 - 10 кВ												0
1.1.	деревянные опоры	км	100	150	6	9	1	1	1.09	1.13	1	1.1	12.19383
1.2.	деревянные опоры по болоту	км	100	165	0	0	1	1	1.09	1.13	1	1.1	0
1.3.	деревянные опоры на пасынках	км	100	140	103.53	144.942	1	1	1.09	1.13	1	1.1	196.3775675
1.4.	деревянные опоры на пасынках по болоту	км	100	154	0	0	1	1	1.09	1.13	1	1.1	0
1.5.	ж/б опоры	км	100	110	48	52.8	1	1	1.09	1.13	1	1.1	71.537136
1.6.	ж/б опоры по болоту	км	100	121	0	0	1	1	1.09	1.13	1	1.1	0
2	2 цепи ВЛ 6 - 10 кВ				0		0	0	0	0	0	0	0
2.1.	деревянные опоры	км	100	190	0	0	1	1	1.09	1.13	1	1.1	0
2.2.	деревянные опоры на пасынках	км	100	175	0	0	1	1	1.09	1.13	1	1.1	0
2.3.	ж/б опоры	км	100	140	47.4	66.36	1	1	1.09	1.13	1	1.1	89.9091732
2.4.	ж/б опоры по болоту	км	100	154	0	0	1	1	1.09	1.13	1	1.1	0
3	1 цепь до 1 кВ				0		0	0	0	0	0	0	0
3.1.	деревянные опоры	км	100	190	32.5	61.75	1	1	1.09	1.13	1	1.1	83.6632225
3.2.	деревянные опоры по болоту	км	100	209	14.9	31.141	1	1	1.09	1.13	1	1.1	42.19200667
3.3.	деревянные опоры на пасынках	км	100	180	364	655.2	1	1	1.09	1.13	1	1.1	887.710824
3.4.	деревянные опоры на пасынках по болоту	км	100	198	70.6	139.788	1	1	1.09	1.13	1	1.1	189.3945676
3.5.	ж/б опоры	км	100	140	228.75	320.25	1	1	1.09	1.13	1	1.1	433.8971175
3.6.	ж/б опоры по болоту	км	100	154	0	0	1	1	1.09	1.13	1	1.1	0
4	Более 2 цепей до 1 кВ				0		0	0	0	0	0	0	0
4.1.	деревянные опоры	км	100	240	115	276	1	1	1.09	1.13	1	1.1	373.94412
4.2.	деревянные опоры на пасынках	км	100	220	105.2	231.44	1	1	1.09	1.13	1	1.1	313.5711128
4.3.	деревянные опоры на пасынках по болоту	км	100	242	0	0	1	1	1.09	1.13	1	1.1	0
4.4.	ж/б опоры	км	100	170	118	200.6	1	1	1.09	1.13	1	1.1	271.786922
	Итого табл.2.2.				1253.9	2189.3							2966.1776
	в т.ч. ВН				-	-							-
	СН1				-	-							-
	СН2				204.93	273.102							370.0177067
	НН				1048.95	1916.169							2596.159893
	Таблица 2.4. Кабельные линии
1.	Кабельная линия 35 кВ	км	100	470	0	0	1	1	1.09	1.13	1	1.1	0
2.	Кабельная линия 6 - 10 кВ	км	100	350	194.39	680.365	1	1	1.09	1.13	1	1.1	921.8061276
3.	Кабельная линия 6 - 10 кВ по болоту	км	100	385	12	46.2	1	1	1.09	1.13	1	1.1	62.594994
4.	Кабельная линия до 1 кВ	км	100	270	731.5	1975.05	1	1	1.09	1.13	1	1.1	2675.935994
5.	Кабельная линия до 1 кВ по болоту	км	100	297	27	80.19	1	1	1.09	1.13	1	1.1	108.6470253
	Итого табл.2.4.				964.89	2781.805							3768.98414
	в т.ч. ВН				-	-							-
	СН1				0	0							0
	СН2				206.39	726.565							984.4011216
	НН				758.5	2055.24							2784.583019
	Таблица 2.6. Комплектные (КТП) и закрытые трансформаторные подстанции (ТП), распределительные пункты (РП)
1	Трехфазная КТП или столбовые	ктп	1	0.8	1206	964.8	1	1	1.09	1.13	1	1	1188.34416
2	Трехфазная КТП п/ст 35/0,4 кВ	ктп	1	3	0	0	1	1	1.09	1.13	1	1	0
3	Закрытая ТП 6 - 10 кВ с одним трансформатором	тп	1	1.5	57	85.5	1	1	1.09	1.13	1	1	105.31035
4	Закрытая ТП 6 - 10 кВ с двумя трансформаторами	тп	1	2.6	55	143	1	1	1.09	1.13	1	1	176.1331
5	Распределительный пункт 6 - 10 кВ	присоед.	100	25.4	436	110.744	1	1	1.09	1.13	1	1	136.4033848
6	Распределительный пункт до 1 000 В	присоед.	100	7.6	1610	122.36	1	1	1.09	1.13	1	1	150.710812
	Итого табл.2.6.				3364	1426.404							1756.901807
	в т.ч. ВН					-							-
	СН1					964.8							1188.34416
	СН2					339.244							417.8468348
	НН					122.36							150.710812
	Итого				2 237	9 380							12 277
	в т.ч. ВН				18	2 219							2 833
	СН1				-	1 467							1 833
	СН2				411	1 601							2 080
	НН				1 807	4 094							5 531

Расчет объема работ в технических единицах ЭЧ-1 на 2003 год (в границах региона)

N п/п	Наименование устройств	Измеритель	Единица измерения	Кол-во техн.ед. за ед.изм.	Объем обслуживания	Кол-во тех.ед. на объем обслуживания	Влияющие коэффициенты						Кол-во технических единиц на объем обслуживания с учетом коэффициентов
							Кд	Кк	Кп	Кс	Ки	Коб
1	2	3		4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
1. Устройства и линии тягового электроснабжения
	Таблица 1.3. Типовые показатели объема работ по ТО и ТР тяговых подстанций переменного тока
1	Опорная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	150		0	1	1	1.09	1.13	1	1	0
2	Опорная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	165		0	1	1	1.09	1.13	1	1	0
3	Опорная ТП с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	205		0	1	1	1.09	1.13	1	1	0
4	Опорная ТП с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	220		0	1	1	1.09	1.13	1	1	0
5	Транзитная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	120		0	1	1	1.09	1.13	1	1	0
6	Транзитная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	135		0	1	1	1.09	1.13	1	1	0
7	Транзитная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 35 кВ с выпрямительно-инв. агрегатом	тяг/п	1	144		0	1	1	1.09	1.13	1	1	0
8	Транзитная ТП с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	150		0	1	1	1.09	1.13	1	1	0
9	Транзитная ТП с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	165		0	1	1	1.09	1.13	1	1	0
10	Тупиковая ТП и на отпайках с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	90	1	90	1	1	1.09	1.13	1	1	110.853
11	Тупиковая ТП и на отпайках с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	105		0	1	1	1.09	1.13	1	1	0
12	Тупиковая ТП и на отпайках с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	100		0	1	1	1.09	1.13	1	1	0
13	Тупиковая ТП и на отпайках с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	115		0	1	1	1.09	1.13	1	1	0
14	Промежуточная ТП с первичным напряжением 35 кВ	тяг/п	1	100	3	300	1	1	1.09	1.13	1	1	369.51
15	Промежуточная ТП с первичным напряжением 10 кВ	тяг/п	1	80	0	0	1	1	1.09	1.13	1	1	0
	Итого табл.1.3.					390							480.363
	в т.ч. ВН					90							110.853
	СН1					300							369.51
	СН2					0							0
	НН					-							-
	Таблица 1.4. Типовые показатели объема работ по ТО и ТР тяговой подстанции переменного тока
1	Опорная ТП 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	135		0							0
2	Опорная ТП 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	150		0							0
3	Опорная ТП 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	190		0							0
4	Опорная ТП 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	205		0							0
5	Транзитная ТП 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	105		0							0
6	Транзитная ТП 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	120		0							0
7	Транзитная ТП 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	135		0							0
8	Транзитная ТП 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	150		0							0
9	Тупиковая ТП и на отпайках 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	80		0							0
10	Тупиковая ТП и на отпайках 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	95		0							0
11	Тупиковая ТП и на отпайках 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	85		0							0
12	Тупиковая ТП и на отпайках 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	100		0							0
13	Опорная ТП 2*25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	150		0							0
14	Опорная ТП 2*25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	165		0							0
15	Опорная ТП 2*25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	210		0							0
16	Опорная ТП 2*25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	225		0							0
17	Транзитная ТП 2*25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	120		0							0
18	Транзитная ТП 2*25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	135		0							0
19	Транзитная ТП 2*25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	150		0							0
20	Транзитная ТП 2*25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	165		0							0
21	Тупиковая ТП и на отпайках 2*25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	95		0							0
22	Тупиковая ТП и на отпайках 2*25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	110		0							0
23	Тупиковая ТП и на отпайках 2*25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	100		0							0
24	Тупиковая ТП и на отпайках 2*25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	115		0							0
	Итого табл.1.4.					0							0
	в т.ч. ВН					0							0
	СН1					-							-
	СН2					-							-
	НН					-							-
	Таблица 1.6. Перечень устройств для корректировки типовых показателей при расчете объема работ на тяговых подстанциях
1	Трансформатор силовой мощностью:												0
1.1.	кВа < 7 500, кВ 27,5 - 35 кВ	тр-р	1	2.1		0	1	1	1	1	1	1	0
1.2.	КВа < 7 500, кВ 6 - 10 кВ	тр-р	1	1		0	1	1	1	1	1	1	0
1.3.	кВа < 7 500, кВ 220 кВ	тр-р	1	11		0	1	1	1	1	1	1	0
1.4.	кВа < 7 500, кВ 110 кВ	тр-р	1	5.7		0	1	1	1	1	1	1	0
	Ввод, секционный выключатель, присоединение питающей линии:						1	1	1	1	1	1	0
	- с масляным выкл-лем (3ф.)						1	1	1	1	1	1	0
	220 кВ	фидер	1	18		0	1	1	1	1	1	1	0
	110 кВ	фидер	1	9		0	1	1	1	1	1	1	0
	27,5 - 35 кВ	фидер	1	3		0	1	1	1	1	1	1	0
	6 - 10 кВ	фидер	1	1.3	0	0	1	1	1	1	1	1	0
	- с масляным выкл-лем (1ф.)						1	1	1	1	1	1	0
	27,5 - 35 кВ	фидер	1	1.6		0	1	1	1	1	1	1	0
	- с вакуумным выкл-лем (1ф.)						1	1	1	1	1	1	0
	27,5 - 35 кВ	фидер	1	2.1		0	1	1	1	1	1	1	0
	6 - 10 кВ	фидер	1	1.1		0	1	1	1	1	1	1	0
	- с отделителем и разъединителем						1	1	1	1	1	1	0
	220 кВ	фидер	1	3.6		0	1	1	1	1	1	1	0
	110 кВ	фидер	1	2.3		0	1	1	1	1	1	1	0
	27,5 - 35 кВ	фидер	1	1.8		0	1	1	1	1	1	1	0
	Итого табл.1.6.					0							0
	в т.ч. ВН				0	0							0
	СН1				0	0							0
	СН2				0	0							0
	НН
2. Устройства и линии энергоснабжения
	Таблица 2.1. Воздушные линии на самостоятельных опорах
1	Напряжение кВ 110, 1 цепь на опоре												0
1.1.	дерево	км	100	180		0	1	1	1.09	1.13	1	1	0
1.2.	металл	км	100	160		0	1	1	1.09	1.13	1	1	0
1.3.	железобетон (отпайки тяг п/ст 220 кВ)	км	100	130		0	1	1	1.09	1.13	1	1	0
2	Напряжение кВ 110, 2 цепи на опоре												0
2.1.	дерево	км	100	-									0
2.2.	металл	км	100	190		0	1	1	1.09	1.13	1	1	0
2.3.	железобетон	км	100	160		0	1	1	1.09	1.13	1	1	0
3.	Напряжение кВ 35, 1 цепь на опоре												0
3.1.	дерево	км	100	170		0	1	1	1.09	1.13	1	1	0
3.2.	металл	км	100	140		0	1	1	1.09	1.13	1	1	0
3.3.	железобетон	км	100	120		0	1	1	1.09	1.13	1	1	0
4	Напряжение кВ 35, 2 цепи на опоре												0
4.1.	дерево	км	100	-									0
4.2.	металл	км	100	180		0	1	1	1.09	1.13	1	1	0
4.3.	железобетон	км	100	150		0	1	1	1.09	1.13	1	1	0
	Итого табл.2.1.					0							0
	в т.ч. ВН					0							0
	СН1					0							0
	СН2					-							-
	НН					-							-
	Таблица 2.2. Воздушные линии на самостоятельных опорах
1	1 цепь ВЛ 6 - 10 кВ												0
1.1.	деревянные опоры	км	100	150		0	1	1	1.09	1.13	1	1	0
1.2.	деревянные опоры по болоту	км	100	165		0	1	1	1.09	1.13	1	1	0
1.3.	деревянные опоры на пасынках	км	100	140	4	5.6	1	1	1.09	1.13	1	1	6.89752
1.4.	деревянные опоры на пасынках по болоту	км	100	154		0	1	1	1.09	1.13	1	1	0
1.5.	ж/б опоры	км	100	110	21	23.1	1	1	1.09	1.13	1	1	28.45227
1.6.	ж/б опоры по болоту	км	100	121		0	1	1	1.09	1.13	1	1	0
2	2 цепи ВЛ 6 - 10 кВ												0
2.1.	деревянные опоры	км	100	190		0	1	1	1.09	1.13	1	1	0
2.2.	деревянные опоры на пасынках	км	100	175		0	1	1	1.09	1.13	1	1	0
2.3.	ж/б опоры	км	100	140	1.8	2.52	1	1	1.09	1.13	1	1	3.103884
2.4.	ж/б опоры по болоту	км	100	154		0	1	1	1.09	1.13	1	1	0
3	1 цепь до 1 кВ:												0
3.1.	деревянные опоры	км	100	190		0	1	1	1.09	1.13	1	1	0
3.2.	деревянные опоры по болоту	км	100	209		0	1	1	1.09	1.13	1	1	0
3.3.	деревянные опоры на пасынках	км	100	180	17	30.6	1	1	1.09	1.13	1	1	37.69002
3.4.	деревянные опоры на пасынках по болоту	км	100	198		0	1	1	1.09	1.13	1	1	0
3.5.	ж/б опоры	км	100	140	6	8.4	1	1	1.09	1.13	1	1	10.34628
3.6.	ж/б опоры по болоту	км	100	154		0	1	1	1.09	1.13	1	1	0
4	Более 2 цепи до 1 кВ												0
4.1.	деревянные опоры	км	100	240		0	1	1	1.09	1.13	1	1	0
4.2.	деревянные опоры на пасынках	км	100	220		0	1	1	1.09	1.13	1	1	0
4.3.	деревянные опоры на пасынках по болоту	км	100	242		0	1	1	1.09	1.13	1	1	0
4.4.	ж/б опоры	км	100	170		0	1	1	1.09	1.13	1	1	0
	Итого табл.2.2.					70.22							86.489974
	в т.ч. ВН					-							-
	СН1					-							-
	СН2					31.22							38.453674
	НН					39							48.0363
	Таблица 2.4. Кабельные линии
1.	Кабельная линия 35 кВ	км	100	470		0	1	1	1.09	1.13	1	1	0
2.	Кабельная линия 6 - 10 кВ	км	100	350	24	84	1	1	1.09	1.13	1	1	103.4628
3.	Кабельная линия 6 - 10 кВ по болоту	км	100	385		0	1	1	1.09	1.13	1	1	0
4.	Кабельная линия до 1 кВ	км	100	270	27	72.9	1	1	1.09	1.13	1	1	89.79093
5.	Кабельная линия до 1 кВ по болоту	км	100	297		0	1	1	1.09	1.13	1	1	0
	Итого табл.2.4.					156.9							193.25373
	в т.ч. ВН					-							-
	СН1					0							0
	СН2				24	84							103.4628
	НН				27	72.9							89.79093
	Таблица 2.6. Комплектные (КТП) и закрытые трансформаторные подстанции (ТП), распределительные пункты (РП)
1	Трехфазная КТП или столбовые	ктп	1	0.8	1	0.8	1	1	1.09	1.13	1	1	0.98536
2	Трехфазная КТП п/ст 35/0,4 кВ	ктп	1	3		0	1	1	1.09	1.13	1	1	0
3	Закрытая ТП 6 - 10 кВ с одним трансформатором	тп	1	1.5	9	13.5	1	1	1.09	1.13	1	1	16.62795
4	Закрытая ТП 6 - 10 кВ с двумя трансформаторами	тп	1	2.6	2	5.2	1	1	1.09	1.13	1	1	6.40484
5	Распределительный пункт 6 - 10 кВ	присоед.	100	25.4		0	1	1	1.09	1.13	1	1	0
6	Распределительный пункт до 1 000 В	присоед.	100	7.6		0	1	1	1.09	1.13	1	1	0
	Итого табл.2.6.					19.5							24.01815
	в т.ч. ВН					-							-
	СН1					0.8							0.98536
	СН2					18.7							23.03279
	НН					0							0
	Итого					637							784
	в т.ч. ВН					90							111
	СН1					301							370
	СН2					134							165
	НН					112							138

Расчет объема работ в технических единицах ЭЧ-2 на 2003 год (в границах региона)

N п/п	Наименование устройств	Измеритель	Единица измерения	Кол-во техн.ед. за ед.изм.	Объем обслуживания	Кол-во тех.ед. на объем обслуживания	Влияющие коэффициенты						Кол-во технических единиц на объем обслуживания с учетом коэффициентов
							Кд	Кк	Кп	Кс	Ки	Коб
1	2	3		4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
1. Устройства и линии тягового электроснабжения
	Таблица 1.3. Типовые показатели объема работ по ТО и ТР тяговых подстанций переменного тока
1	Опорная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	150	2	300	1	1	1	1	1	1	300
2	Опорная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	165		0	1	1	1	1	1	1	0
3	Опорная ТП с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	205		0	1	1	1	1	1	1	0
4	Опорная ТП с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	220		0	1	1	1	1	1	1	0
5	Транзитная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	120	4	480	1	1	1	1	1	1	480
6	Транзитная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	135		0	1	1	1	1	1	1	0
7	Транзитная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 35 кВ с выпрямительно-инв. агрегатом	тяг/п	1	144		0	1	1	1	1	1	1	0
8	Транзитная ТП с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	150		0	1	1	1	1	1	1	0
9	Транзитная ТП с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	165		0	1	1	1	1	1	1	0
10	Тупиковая ТП и на отпайках с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	90	1	90	1	1	1	1	1	1	90
11	Тупиковая ТП и на отпайках с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	105	1	105	1	1	1	1	1	1	105
12	Тупиковая ТП и на отпайках с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	100		0	1	1	1	1	1	1	0
13	Тупиковая ТП и на отпайках с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	115		0	1	1	1	1	1	1	0
14	Промежуточная ТП с первичным напряжением 35 кВ	тяг/п	1	100		0	1	1	1	1	1	1	0
15	Промежуточная ТП с первичным напряжением 10 кВ	тяг/п	1	80		0	1	1	1	1	1	1	0
	Итого табл.1.3.					975							975
	в т.ч. ВН					975							975
	СН 1					0							0
	СН2					0							0
	НН					-							-
	Таблица 1.4. Типовые показатели объема работ по ТО и ТР тяговой подстанции переменного тока
1	Опорная ТП 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	135		0	1	1	1	1	1	1	0
2	Опорная ТП 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	150		0	1	1	1	1	1	1	0
3	Опорная ТП 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	190		0	1	1	1	1	1	1	0
4	Опорная ТП 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	205		0	1	1	1	1	1	1	0
5	Транзитная ТП 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	105		0	1	1	1	1	1	1	0
6	Транзитная ТП 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	120		0	1	1	1	1	1	1	0
7	Транзитная ТП 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	135		0	1	1	1	1	1	1	0
8	Транзитная ТП 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	150		0	1	1	1	1	1	1	0
9	Тупиковая ТП и на отпайках 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	80		0	1	1	1	1	1	1	0
10	Тупиковая ТП и на отпайках 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	95		0	1	1	1	1	1	1	0
11	Тупиковая ТП и на отпайках 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	85		0	1	1	1	1	1	1	0
12	Тупиковая ТП и на отпайках 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	100		0	1	1	1	1	1	1	0
13	Опорная ТП 2*25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	150		0	1	1	1	1	1	1	0
14	Опорная ТП 2*25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	165		0	1	1	1	1	1	1	0
15	Опорная ТП 2*25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	210		0	1	1	1	1	1	1	0
16	Опорная ТП 2*25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	225		0	1	1	1	1	1	1	0
17	Транзитная ТП 2*25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	120		0	1	1	1	1	1	1	0
18	Транзитная ТП 2*25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	135		0	1	1	1	1	1	1	0
19	Транзитная ТП 2*25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	150		0	1	1	1	1	1	1	0
20	Транзитная ТП 2*25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	165		0	1	1	1	1	1	1	0
21	Тупиковая ТП и на отпайках 2*25 кВ	тяг/п	1	95		0	1	1	1	1	1	1	0
	с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 10 кВ
22	Тупиковая ТП и на отпайках 2*25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	110		0	1	1	1	1	1	1	0
23	Тупиковая ТП и на отпайках 2*25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	100		0	1	1	1	1	1	1	0
24	Тупиковая ТП и на отпайках 2*25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	115		0	1	1	1	1	1	1	0
	Итого табл.1.4.					0							0
	в т.ч. ВН					0							0
	СН1					-							-
	СН2					-							-
	НН					-							-
	Таблица 1.6. Перечень устройств для корректировки типовых показателей при расчете объема работ на тяговых подстанциях
1	Трансформатор силовой мощностью:												0
1.1.	кВа < 7 500, кВ 27,5 - 35 кВ	тр-р	1	2.1		0	1	1	1	1	1	1	0
1.2.	КВа < 7 500, кВ 6 - 10 кВ	тр-р	1	1	4	4	1	1	1	1	1	1	4
1.3.	кВа < 7 500, кВ 220 кВ	тр-р	1	11		0	1	1	1	1	1	1	0
1.4.	кВа < 7 500, кВ 110 кВ	тр-р	1	5.7		0	1	1	1	1	1	1	0
	Ввод, секционный выключатель, присоединение питающей линии:						1	1	1	1	1	1	0
	- с масляным выкл-лем (3ф.)						1	1	1	1	1	1	0
	220 кВ	фидер	1	18		0	1	1	1	1	1	1	0
	110 кВ	фидер	1	9		0	1	1	1	1	1	1	0
	27,5 - 35 кВ	фидер	1	3		0	1	1	1	1	1	1	0
	6 - 10 кВ	фидер	1	1.3	49	63.7	1	1	1	1	1	1	63.7
	- с масляным выкл-лем (1ф.)						1	1	1	1	1	1	0
	27,5 - 35 кВ	фидер	1	1.6		0	1	1	1	1	1	1	0
	- с вакуумным выкл-лем (1ф.)						1	1	1	1	1	1	0
	27,5 - 35 кВ	фидер	1	2.1		0	1	1	1	1	1	1	0
	6 - 10 кВ	фидер	1	1.1	2	2.2	1	1	1	1	1	1	2.2
	- с отделителем и разъединителем						1	1	1	1	1	1	0
	220 кВ	фидер	1	3.6		0	1	1	1	1	1	1	0
	110 кВ	фидер	1	2.3		0	1	1	1	1	1	1	0
	27,5 - 35 кВ	фидер	1	1.8		0	1	1	1	1	1	1	0
	Итого табл.1.6.					69.9							69.9
	в т.ч. ВН				0	0							0
	СН1				0	0							0
	СН2				55	69.9							69.9
	НН
2. Устройства и линии энергоснабжения
	Таблица 2.1. Воздушные линии на самостоятельных опорах
1	Напряжение кВ 110, 1 цепь на опоре						1	1	1	1	1	1	0
1.1.	дерево	км	100	180		0	1	1	1	1	1	1	0
1.2.	металл	км	100	160		0	1	1	1	1	1	1	0
1.3.	железобетон (отпайки тяг п/ст 220 кВ)	км	100	130		0	1	1	1	1	1	1	0
2	Напряжение кВ 110, 2 цепи на опоре						1	1	1	1	1	1	0
2.1.	дерево	км	100	-			1	1	1	1	1	1	0
2.2.	металл	км	100	190		0	1	1	1	1	1	1	0
2.3.	железобетон	км	100	160		0	1	1	1	1	1	1	0
3.	Напряжение кВ 35, 1 цепь на опоре						1	1	1	1	1	1	0
3.1.	дерево	км	100	170		0	1	1	1	1	1	1	0
3.2.	металл	км	100	140		0	1	1	1	1	1	1	0
3.3.	железобетон	км	100	120		0	1	1	1	1	1	1	0
4	Напряжение кВ 35, 2 цепи на опоре						1	1	1	1	1	1	0
4.1.	дерево	км	100	-			1	1	1	1	1	1	0
4.2.	металл	км	100	180		0	1	1	1	1	1	1	0
4.3.	железобетон	км	100	150		0	1	1	1	1	1	1	0
	Итого табл.2.1.					0							0
	в т.ч. ВН					0							0
	СН1					0							0
	СН2					-							-
	НН					-							-
	Таблица 2.2. Воздушные линии на самостоятельных опорах
1	1 цепь ВЛ 6 - 10 кВ						1	1	1	1	1	1	0
1.1.	деревянные опоры	км	100	150	6	9	1	1	1	1	1	1	9
1.2.	деревянные опоры по болоту	км	100	165		0	1	1	1	1	1	1	0
1.3.	деревянные опоры на пасынках	км	100	140	99.53	139.342	1	1	1	1	1	1	139.342
1.4.	деревянные опоры на пасынках по болоту	км	100	154		0	1	1	1	1	1	1	0
1.5.	ж/б опоры	км	100	110		0	1	1	1	1	1	1	0
1.6.	ж/б опоры по болоту	км	100	121		0	1	1	1	1	1	1	0
2	2 цепи ВЛ 6 - 10 кВ						1	1	1	1	1	1	0
2.1.	деревянные опоры	км	100	190		0	1	1	1	1	1	1	0
2.2.	деревянные опоры на пасынках	км	100	175		0	1	1	1	1	1	1	0
2.3.	ж/б опоры	км	100	140		0	1	1	1	1	1	1	0
2.4.	ж/б опоры по болоту	км	100	154		0	1	1	1	1	1	1	0
3	1 цепь до 1 кВ						1	1	1	1	1	1	0
3.1.	деревянные опоры	км	100	190		0	1	1	1	1	1	1	0
3.2.	деревянные опоры по болоту	км	100	209		0	1	1	1	1	1	1	0
3.3.	деревянные опоры на пасынках	км	100	180		0	1	1	1	1	1	1	0
3.4.	деревянные опоры на пасынках по болоту	км	100	198		0	1	1	1	1	1	1	0
3.5.	ж/б опоры	км	100	140	31	43.4	1	1	1	1	1	1	43.4
3.6.	ж/б опоры по болоту	км	100	154		0	1	1	1	1	1	1	0
4	Более 2 цепей до 1 кВ						1	1	1	1	1	1	0
4.1.	деревянные опоры	км	100	240	115	276	1	1	1	1	1	1	276
4.2.	деревянные опоры на пасынках	км	100	220	63	138.6	1	1	1	1	1	1	138.6
4.3.	деревянные опоры на пасынках по болоту	км	100	242		0	1	1	1	1	1	1	0
4.4.	ж/б опоры	км	100	170	118	200.6	1	1	1	1	1	1	200.6
	Итого табл.2.2.					806.942							806.942
	в т.ч. ВН					-							-
	СН1					-							-
	СН2					148.342							148.342
	НН					658.6							658.6
	Таблица 2.4. Кабельные линии
1.	Кабельная линия 35 кВ	км	100	470		0	1	1	1	1	1	1	0
2.	Кабельная линия 6 - 10 кВ	км	100	350	99	346.5	1	1	1	1	1	1	346.5
3.	Кабельная линия 6 - 10 кВ по болоту	км	100	385		0	1	1	1	1	1	1	0
4.	Кабельная линия до 1 кВ	км	100	270	410	1107	1	1	1	1	1	1	1107
5.	Кабельная линия до 1 кВ по болоту	км	100	297		0	1	1	1	1	1	1	0
	Итого табл.2.4.					1453.5							1453.5
	в т.ч. ВН					-							-
	СН1					0							0
	СН2				99	346.5							346.5
	НН				410	1107							1107
	Таблица 2.6. Комплектные (КТП) и закрытые трансформаторные подстанции (ТП), распределительные пункты (РП)
1	Трехфазная КТП или столбовые	ктп	1	0.8	216	172.8	1	1	1	1	1	1	172.8
2	Трехфазная КТП п/ст 35/0,4 кВ	ктп	1	3		0	1	1	1	1	1	1	0
3	Закрытая ТП 6 - 10 кВ с одним трансформатором	тп	1	1.5	28	42	1	1	1	1	1	1	42
4	Закрытая ТП 6-10 кВ с двумя трансформаторами	тп	1	2.6	29	75.4	1	1	1	1	1	1	75.4
5	Распределительный пункт 6 - 10 кВ	присоед.	100	25.4	25	6.35	1	1	1	1	1	1	6.35
6	Распределительный пункт до 1 000 В	присоед.	100	7.6	1610	122.36	1	1	1	1	1	1	122.36
	Итого табл.2.6.					418.91							418.91
	в т.ч. ВН					-							-
	СН1					172.8							172.8
	СН2					123.75							123.75
	НН					122.36							122.36
	Итого					3 724							3 724
	в т.ч. ВН					975							975
	СН1					173							173
	СН2					688							688
	НН					1 888							1 888

Расчет объема работ в технических единицах ЭЧ-3 на 2003 год (в границах региона)

N п/п	Наименование устройств	Измеритель	Единица измерения	Кол-во техн.ед. за ед.изм.	Объем обслуживания	Кол-во тех.ед. на объем обслуживания	Влияющие коэффициенты						Кол-во технических единиц на объем обслуживания с учетом коэффициентов
							Кд	Кк	Кп	Кс	Ки	Коб
1	2	3		4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
1. Устройства и линии тягового электроснабжения
	Таблица 1.3. Типовые показатели объема работ по ТО и ТР тяговых подстанций переменного тока
1	Опорная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	150	1	150	1	1	1	1.13	0.923	1	156.4485
2	Опорная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	165		0	1	1	1	1.13	0.923	1	0
3	Опорная ТП с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	205		0	1	1	1	1.13	0.923	1	0
4	Опорная ТП с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	220		0	1	1	1	1.13	0.923	1	0
5	Транзитная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	120	3	360	1	1	1	1.13	0.923	1	375.4764
6	Транзитная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	135	2	270	1	1	1	1.13	0.923	1	281.6073
7	Транзитная ТП с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 35 кВ с выпрямительно-инв. агрегатом	тяг/п	1	144		0	1	1	1	1.13	0.923	1	0
8	Транзитная ТП с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	150		0	1	1	1	1.13	0.923	1	0
9	Транзитная ТП с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	165		0	1	1	1	1.13	0.923	1	0
10	Тупиковая ТП и на отпайках с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	90	3	270	1	1	1	1.13	0.923	1	281.6073
11	Тупиковая ТП и на отпайках с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	105		0	1	1	1	1.13	0.923	1	0
12	Тупиковая ТП и на отпайках с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	100		0	1	1	1	1.13	0.923	1	0
13	Тупиковая ТП и на отпайках с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	115		0	1	1	1	1.13	0.923	1	0
14	Промежуточная ТП с первичным напряжением 35 кВ	тяг/п	1	100	2	200	1	1	1	1.13	0.923	1	208.598
15	Промежуточная ТП с первичным напряжением 10 кВ	тяг/п	1	80	2	160	1	1	1	1.13	0.923	1	166.8784
	Итого табл.1.3.					1410							1470.6159
	в т.ч. ВН					1050							1095.1395
	СН1					200							208.598
	СН2					160							166.8784
	НН					-							-
	Таблица 1.4. Типовые показатели объема работ по ТО и ТР тяговой подстанции переменного тока
1	Опорная ТП 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	135		0							0
2	Опорная ТП 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	150		0	1	1	1	1	1	1	0
3	Опорная ТП 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	190		0	1	1	1	1	1	1	0
4	Опорная ТП 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	205		0	1	1	1	1	1	1	0
5	Транзитная ТП 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	105		0	1	1	1	1	1	1	0
6	Транзитная ТП 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	120		0	1	1	1	1	1	1	0
7	Транзитная ТП 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	135		0	1	1	1	1	1	1	0
8	Транзитная ТП 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	150		0	1	1	1	1	1	1	0
9	Тупиковая ТП и на отпайках 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	80		0	1	1	1	1	1	1	0
10	Тупиковая ТП и на отпайках 25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	95		0	1	1	1	1	1	1	0
11	Тупиковая ТП и на отпайках 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	85		0	1	1	1	1	1	1	0
12	Тупиковая ТП и на отпайках 25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	100		0	1	1	1	1	1	1	0
13	Опорная ТП 2*25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	150		0	1	1	1	1	1	1	0
14	Опорная ТП 2*25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	165		0	1	1	1	1	1	1	0
15	Опорная ТП 2*25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	210		0	1	1	1	1	1	1	0
16	Опорная ТП 2*25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	225		0	1	1	1	1	1	1	0
17	Транзитная ТП 2*25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	120		0	1	1	1	1	1	1	0
18	Транзитная ТП 2*25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	135		0	1	1	1	1	1	1	0
19	Транзитная ТП 2*25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	150		0	1	1	1	1	1	1	0
20	Транзитная ТП 2*25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	165		0	1	1	1	1	1	1	0
21	Тупиковая ТП и на отпайках 2*25 кВ	тяг/п	1	95		0	1	1	1	1	1	1	0
	с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 10 кВ
22	Тупиковая ТП и на отпайках 2*25 кВ с первичным напряжением 110 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	110		0	1	1	1	1	1	1	0
23	Тупиковая ТП и на отпайках 2*25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 10 кВ	тяг/п	1	100		0	1	1	1	1	1	1	0
24	Тупиковая ТП и на отпайках 2*25 кВ с первичным напряжением 220 кВ, РУ - 35 кВ	тяг/п	1	115		0	1	1	1	1	1	1	0
	Итого табл.1.4.												0
	в т.ч. ВН					0							0
	СН1					-							-
	СН2					-							-
	НН					-							-
	Таблица 1.6. Перечень устройств для корректировки типовых показателей при расчете объема работ на тяговых подстанциях
1	Трансформатор силовой мощностью:
1.1.	кВа < 7 500, кВ 27,5 - 35 кВ	тр-р	1	2.1	1	2.1	1	1	1	1	1	1	2.1
1.2.	кВа < 7 500, кВ 6 - 10 кВ	тр-р	1	1		0	1	1	1	1	1	1	0
1.3.	кВа < 7 500, кВ 220 кВ	тр-р	1	11		0	1	1	1	1	1	1	0
1.4.	кВа < 7 500, кВ 110 кВ	тр-р	1	5.7	9	51.3	1	1	1	1	1	1	51.3
	Ввод, секционный выключатель, присоединение питающей линии:						1	1	1	1	1	1	0
	- с масляным выкл-лем (3ф.)						1	1	1	1	1	1	0
	220 кВ	фидер	1	18		0	1	1	1	1	1	1	0
	110 кВ	фидер	1	9	2	18	1	1	1	1	1	1	18
	27,5 - 35 кВ	фидер	1	3		0	1	1	1	1	1	1	0
	6 - 10 кВ	фидер	1	1.3	25	32.5	1	1	1	1	1	1	32.5
	- с масляным выкл-лем (1ф.)						1	1	1	1	1	1	0
	27,5 - 35 кВ	фидер	1	1.6		0	1	1	1	1	1	1	0
	- с вакуумным выкл-лем (1ф.)						1	1	1	1	1	1	0
	27,5 - 35 кВ	фидер	1	2.1		0	1	1	1	1	1	1	0
	6 - 10 кВ	фидер	1	1.1		0	1	1	1	1	1	1	0
	- с отделителем и разъединителем						1	1	1	1	1	1	0
	220 кВ	фидер	1	3.6		0	1	1	1	1	1	1	0
	110 кВ	фидер	1	2.3		0	1	1	1	1	1	1	0
	27,5 - 35 кВ	фидер	1	1.8		0	1	1	1	1	1	1	0
	Итого табл.1.6.					103.9							103.9
	в т.ч. ВН				11	69.3							69.3
	СН1				1	2.1							2.1
	СН2				25	32.5							32.5
	НН
2. Устройства и линии энергоснабжения
	Таблица 2.1. Воздушные линии на самостоятельных опорах
1	Напряжение кВ 110, 1 цепь на опоре						1	1	1	1	1	1	0
1.1.	дерево	км	100	180		0	1	1	1	1	1	1.1	0
1.2.	металл	км	100	160		0	1	1	1	1	1	1.1	0
1.3.	железобетон (отпайки тяг п/ст 220 кВ)	км	100	130		0	1	1	1	1	1	1.1	0
2	Напряжение кВ 110, 2 цепи на опоре												0
2.1.	дерево	км	100	-			1	1	1	1	1	1.1	0
2.2.	металл	км	100	190	18	34.2	1	1	1	1	1	1.1	37.62
2.3.	железобетон	км	100	160		0	1	1	1	1	1	1.1	0
3.	Напряжение кВ 35, 1 цепь на опоре												0
3.1.	дерево	км	100	170		0	1	1	1	1	1	1.1	0
3.2.	металл	км	100	140		0	1	1	1	1	1	1.1	0
3.3.	железобетон	км	100	120		0	1	1	1	1	1	1.1	0
4	Напряжение кВ 35, 2 цепи на опоре												0
4.1.	дерево	км	100	-									0
4.2.	металл	км	100	180		0	1	1	1	1	1	1.1	0
4.3.	железобетон	км	100	150		0	1	1	1	1	1	1.1	0
	Итого табл.2.1.												37.62
	в т.ч. ВН					34.2							37.62
	СН1					0							0
	СН2					-							-
	НН					-							-
	Таблица 2.2. Воздушные линии на самостоятельных опорах
1	1 цепь ВЛ 6 - 10 кВ												0
1.1.	деревянные опоры	км	100	150		0	1	1	1	1	1	1.1	0
1.2.	деревянные опоры по болоту	км	100	165		0	1	1	1	1	1	1.1	0
1.3.	деревянные опоры на пасынках	км	100	140		0	1	1	1	1	1	1.1	0
1.4.	деревянные опоры на пасынках по болоту	км	100	154		0	1	1	1	1	1	1.1	0
1.5.	ж/б опоры	км	100	110	27	29.7	1	1	1	1	1	1.1	32.67
1.6.	ж/б опоры по болоту	км	100	121		0	1	1	1	1	1	1.1	0
2	2 цепи ВЛ 6 - 10 кВ						1	1	1	1	1	1.1	0
2.1.	деревянные опоры	км	100	190		0	1	1	1	1	1	1.1	0
2.2.	деревянные опоры на пасынках	км	100	175		0	1	1	1	1	1	1.1	0
2.3.	ж/б опоры	км	100	140	45.6	63.84	1	1	1	1	1	1.1	70.224
2.4.	ж/б опоры по болоту	км	100	154		0	1	1	1	1	1	1.1	0
3	1 цепь до 1 кВ												0
3.1.	деревянные опоры	км	100	190	32.5	61.75	1	1	1	1	1	1.1	67.925
3.2.	деревянные опоры по болоту	км	100	209	14.9	31.141	1	1	1	1	1	1.1	34.2551
3.3.	деревянные опоры на пасынках	км	100	180	347	624.6	1	1	1	1	1	1.1	687.06
3.4.	деревянные опоры на пасынках по болоту	км	100	198	70.6	139.788	1	1	1	1	1	1.1	153.7668
3.5.	ж/б опоры	км	100	140	191.75	268.45	1	1	1	1	1	1.1	295.295
3.6.	ж/б опоры по болоту	км	100	154		0	1	1	1	1	1	1.1	0
4	Более 2 цепей до 1 кВ												0
4.1.	деревянные опоры	км	100	240		0	1	1	1	1	1	1.1	0
4.2.	деревянные опоры на пасынках	км	100	220	42.2	92.84	1	1	1	1	1	1.1	102.124
4.3.	деревянные опоры на пасынках по болоту	км	100	242		0	1	1	1	1	1	1.1	0
4.4.	ж/б опоры	км	100	170		0	1	1	1	1	1	1.1	0
	Итого табл.2.2.					1312.109							1443.3199
	в т.ч. ВН					-							-
	СН1					-							-
	СН2					93.54							102.894
	НН					1218.569							1340.4259
	Таблица 2.4. Кабельные линии
1.	Кабельная линия 35 кВ	км	100	470		0	1	1	1	1	1	1.1	0
2.	Кабельная линия 6 - 10 кВ	км	100	350	71.39	249.865	1	1	1	1	1	1.1	274.8515
3.	Кабельная линия 6 - 10 кВ по болоту	км	100	385	12	46.2	1	1	1	1	1	1.1	50.82
4.	Кабельная линия до 1 кВ	км	100	270	294.5	795.15	1	1	1	1	1	1.1	874.665
5.	Кабельная линия до 1 кВ по болоту	км	100	297	27	80.19	1	1	1	1	1	1.1	88.209
	Итого табл.2.4.					1171.405							1288.5455
	в т.ч. ВН					-							-
	СН1					0							0
	СН2				83.39	296.065							325.6715
	НН				321.5	875.34							962.874
	Таблица 2.6. Комплектные (КТП) и закрытые трансформаторные подстанции (ТП), распределительные пункты (РП).
1	Трехфазная КТП или столбовые	ктп	1	0.8	989	791.2	1	1	1	1	1	1	791.2
2	Трехфазная КТП п/ст 35/0,4 кВ	ктп	1	3		0	1	1	1	1	1	1	0
3	Закрытая ТП 6 - 10 кВ с одним трансформатором	тп	1	1.5	20	30	1	1	1	1	1	1	30
4	Закрытая ТП 6 - 10 кВ с двумя трансформаторами	тп	1	2.6	24	62.4	1	1	1	1	1	1	62.4
5	Распределительный пункт 6 - 10 кВ	присоед.	100	25.4	411	104.394	1	1	1	1	1	1	104.394
6	Распределительный пункт до 1 000 В	присоед.	100	7.6		0	1	1	1	1	1	1	0
	Итого табл.2.6.					987.994							987.994
	в т.ч. ВН					-							-
	СН1					791.2							791.2
	СН2					196.794							196.794
	НН					0							0
	Итого					4 985							5 332
	в т.ч. ВН					1 154							1 202
	СН1					993							1 002
	СН2					779							825
	НН					2 094							2 303